Гигаватт под вопросом: Россию ждет дефицит генерирующих мощностей. Сколько надо строить

Для поддержания нормальной частоты в системе в первую очередь должен быть обеспечен соответствующий этой частоте баланс активных мощностей, а следовательно, при росте активных нагрузок прежде всего должна соответственно увеличиваться активная мощность генераторов.

Возникающее при дефиците реактивных мощностей снижение напряжений также влияет на величину активных нагрузок в системе, но при обычном преобладании в составе нагрузки электродвигателей это обстоятельство является второстепенным и поддержание частоты при помощи регулирования напряжений, даже если бы оно было допустимо с точки зрения пределов изменений величины напряжений, возможно лишь в очень узком диапазоне.

Аналогично этому рост реактивной нагрузки потребителей или снижение реактивной мощности генераторов в первую очередь вызывает снижение напряжений во всех узловых точках системы. Однако здесь имеется существенное отличие от предыдущего: если частота изменяется во всей системе одинаково, то изменение напряжений существенно зависит от электрической удаленности данного места от источника изменения баланса по реактивной мощности. Снижение напряжений, вызванное изменением баланса по реактивной мощности, приведет к уменьшению реактивной нагрузки в близлежащих узловых точках системы и, кроме того, в большинстве случаев к росту реактивных мощностей генераторов. Особенно интенсивно растет генерация реактивной мощности в случае снижения напряжения в сети благодаря наличию у машин автоматических регуляторов возбуждения.

Таким образом, для поддержания нормальных напряжений в системе в первую очередь должен быть обеспечен соответствующий баланс реактивных мощностей. Возникающее при дефиците активных мощностей снижение частоты влияет на величину реактивных мощностей в системе, что в данном случае оказывается существенным, и обеспечить поддержание нормальных напряжений в системах при дефиците активной мощности и сниженной частоте не всегда удается.

Поскольку напряжения в различных точках системы различны, необходимо не только обеспечить баланс реактивных мощностей в системе, но и распределить в ней источники реактивной мощности так, чтобы напряжения во всех ее узловых точках не выходили из зоны допустимых значений. Произвольное распределение реактивных мощностей может привести к большим значениям потоков реактивной мощности на отдельных участках сети и, как следствие, к большим потерям напряжения и невозможности поддержания допустимых напряжений в отдельных пунктах системы. Следовательно, нужно стремиться устанавливать местные балансы реактивной мощности в отдельных районах сети, по возможности не допуская передачи значительной реактивной мощности, особенно через длинные линии.

Этим регулирование напряжения отличается от регулирования частоты. Произвольное распределение активных нагрузок не мешает регулированию частоты, если не учитывать изменения потерь активной мощности и если при этом не превышается пропускная способность электропередач. Однако распределение активных нагрузок в известной мере влияет на величину напряжений в отдельных узловых точках, особенно в сети с большими значениями отношений r / x .

Условия обеспечения надлежащих значений частоты и напряжений в сетях электроэнергетической системы сводятся к следующему:

1. Располагаемая активная мощность станций должна быть достаточной для того, чтобы покрыть всю активную нагрузку системы и потери активной мощности в сетях при нормальных напряжениях и частоте.

2. Располагаемая реактивная мощность генераторов и синхронных компенсаторов должна быть достаточной для того, чтобы покрыть всю реактивную нагрузку системы и потери реактивной мощности в сетях при нормальных напряжениях и частоте.

3. Распределение располагаемой реактивной мощности генераторов и синхронных компенсаторов в системе должно быть таким, чтобы в каждом районе, отделенном от других районов относительно длинными линиями, реактивная нагрузка всех потребителей вместе с потерями реактивной мощности в сетях в основном могла быть покрыта местными генераторами и компенсаторами и уравнительные потоки реактивной мощности между районами были небольшими и не приводили к значительной потере напряжений в сетях.

Невыполнение первого условия, т.е. появление дефицита (недостатка) активной мощности, приводит к невозможности поддержания нормальной частоты; невыполнение второго - к невозможности поддержания среднего уровня напряжений в сетях близ нормального значения. Наконец, невыполнение третьего условия, т.е. появление местных недостатков реактивной мощности в отдельных районах приводит к невозможности поддержания надлежащего уровня напряжений в этих районах.

Недостаток активной мощности в системе снижает не только частоту, но (при отсутствии надлежащего резерва реактивной мощности) также и напряжения, что частично уменьшает дефицит активной мощности.

Недостаток реактивной мощности не только приводит к снижению напряжений, но и увеличивает резерв активной мощности в системе за счет снижения активной мощности потребителей, что частично уменьшает недостаток реактивной мощности.

Располагая резервом активной мощности, можно несколько смягчить недостаток реактивной мощности и в очень узких пределах повысить слишком низкое напряжение, повышая для этой цели частоту в сети, что приводит к росту реактивной мощности генераторов и снижению реактивной мощности потребителей.

Имея повышенный уровень напряжений в системе, можно несколько снизить дефицит активной мощности в системе и в очень узких пределах повысить сниженную частоту, уменьшая уровень напряжений в сетях, что приводит к снижению активных нагрузок.

В заключение остановимся на характеристиках зависимости активной и реактивной мощностей потребителей от частоты и напряжения.

На рис. 5 и 6 представлены характеристики зависимости активной Р и реактивной Q мощностей потребителей от частоты f и напряжения U , построенные Теплоэлектропроектом.

Как видно из рис. 5, зависимость Р от f почти прямолинейна. Наклон этой характеристики зависит от состава нагрузок потребителей и главным образом от доли участия нагрузок в виде синхронных и асинхронных электродвигателей с постоянным моментом на валу и асинхронных электродвигателей с переменным (падающим) моментом на валу (приводы насосов и вентиляторов). Для первой группы потребителей активная мощность нагрузки почти пропорциональна первой степени частоты, т. е. при снижении частоты на 1% активная мощность снижается на 1 %. Для второй группы потребителей снижению частоты на 1 % соответствует снижение активной мощности примерно на 3%. Для других потребителей – освещения, бытовых приборов, дуговых печей – изменение частоты почти не приводит к изменению активной мощности, если при этом поддерживается неизменное напряжение.

Суммарные потери активной мощности в электрических сетях мало изменяются при изменениях частоты.

Для энергосистем в целом на 1 % снижения частоты суммарная активная нагрузка изменяется на величину 1,0 –2,0% в зависимости от состава потребителей.

Рис. 5. Характеристика зависимости активной и реактивной мощности от частоты

Из того же рис. 5 видно, что снижение частоты приводит к росту реактивной мощности потребителей. Этот рост обусловлен главным образом увеличением магнитной индукции в асинхронных двигателях и трансформаторах при снижении частоты и соответствующим значительным (вследствие насыщения) ростом токов их намагничивания. Указанное увеличение их реактивной мощности частично компенсируется снижением потерь реактивной мощности в реактивностях рассеяния линий, трансформаторов и асинхронных электродвигателей, а также ростом зарядной мощности линий электрических сетей. Для энергосистемы в целом на 1% снижения частоты (при неизменных напряжениях) реактивная мощность возрастает примерно на 1 – 1,5%.

Из рис. 6 видно, что зависимость активной мощности потребителей от напряжения почти прямолинейна.

От величины напряжения сильно зависит активная мощность, потребляемая бытовыми приборами, дуговыми печами, а также теряемая в электрических сетях. На 1 % снижения напряжения потребляемая этими нагрузками.активная мощность снижается на 1,6 – 2%. Мощность нагрузки асинхронных двигателей очень мало зависит от изменения напряжения (только за счет небольшого изменения скольжения). Мощность нагрузки синхронных двигателей совсем не зависит от напряжения. Потери в стали трансформатора снижаются при уменьшении напряжения. Для энергосистемы в целом на 1 % снижения напряжения активная мощность снижается на величину от 0,6 % (при малой доле бытовой нагрузки) до 2 % (при большой доле бытовой нагрузки).

Рис. 6. Характеристика зависимости активной и реактивной мощности от напряжения

Зависимость реактивной нагрузки потребителей от напряжения имеет криволинейный характер по следующим причинам. Реактивная мощность намагничивания асинхронных двигателей и трансформаторов, составляющая значительную долю (60 – 70 %) всей реактивной нагрузки системы, резко уменьшается при снижении напряжения, что обусловливает крутой спад реактивной нагрузки при напряжениях, близких к нормальному значению (до 2 – 3 % на 1 % снижения напряжения). С другой стороны, снижение напряжения приводит к заметному росту реактивной мощности, теряемой в реактивных сопротивлениях рассеяния линий, трансформаторов и асинхронных двигателей (почти на 2 % при снижении напряжения на 1 %). Хотя при нормальном напряжении эта реактивная мощность составляет лишь 30 – 40% всей нагрузки, но по мере снижения напряжения ее доля участия в суммарной реактивной нагрузке все время возрастает. Кроме того, зарядная мощность линий, частично покрывающая потребность энергосистемы в реактивной мощности, при снижениях напряжения падает по квадратичной зависимости, что также приводит к увеличению реактивной нагрузки энергосистемы. Поэтому при достаточно большом снижении напряжения реактивная нагрузка системы доходит до минимального значения и при дальнейшем снижении напряжения начинает возрастать. Этот минимум (Q мин) в промышленных энергетических системах имеет место при снижении напряжения до 75 – 85% нормального. Определяющим для характеристики зависимости реактивной нагрузки от напряжения является состав потребителей и в особенности коэффициент загрузки асинхронных двигателей. Чем больше коэффициент загрузки асинхронных двигателей, тем больше доля реактивной нагрузки от полей рассеяния и тем меньше доля реактивной нагрузки от токов намагничивания и, следовательно, тем меньше спад реактивной нагрузки при напряжениях, близких к нормальным, и тем выше напряжение, соответствующее минимуму реактивной нагрузки. Кривые на рис. 6 построены при средней загрузке асинхронных двигателей порядка 75% и при следующем составе потребителей: освещение и быт – 22 %, асинхронная нагрузка – 50%, синхронная нагрузка – 9%, дуговые печи и ртутные выпрямители – 11 % и потери мощности в электрических сетях –8 %

Характерные зависимости Q H АГ = f (U ). Для нагрузок потребителей различных отраслей промышленности приведены в литературе.

Cтраница 1

Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.  

Появление дефицита активной мощности в энергосистеме вызывает, понижение частоты.  

При дефиците активной мощности, возникающей в результате аварийного отключения крупных генераторов, трансформаторов или ЛЭП, снижается частота электрич. При дефиците реактивной мощности понижается напряжение в нек-рых пунктах системы и в предельном случае возможна лавина напряжения - нарастающее его снижение с нарушением электроснабжения.  

При дефиците активной мощности в энергосистеме частота снижается до тех пор, пока снова не наступит равенство потребляемой и вырабатываемой генераторами мощностей. Таким образом, снижение активной мощности нагрузки ЛРН равно дефициту активной мощности РЛ.  

При возникновении в ЭЭС дефицитов активной мощности, вызванных аварийным уменьшением активной мощности, не покрываемым включенным резервом этой мощности, частота в системе снижается и нормальное функционирование последней нарушается. Возникающий дефицит может быть общесистемным, связанным с выпадением мощного генерирующего узла, и локальным, образующимся в энергодефицитном районе после аварийной потели его связи с системой.  

АЧР, должна соответствовать максимально возможному дефициту активной мощности, который может возникнуть в энергосистеме.  

Поскольку при этом может возникнуть дефицит активной мощности на шинах генераторного напряжения, предусматривается местная частотная разгрузка (или дополнительная разгрузка), действующая на отключение части потребителей.  

В покрытии образовавшегося в энергосистеме дефицита активной мощности начинают в начальный период времени участвовать все генераторы на всех электростанциях в соответствии со ста-тизмом характеристик первичных регуляторов скорости вращения. Как обеспечить, чтобы образовавшийся дефицит активной мощности в конечном итоге был воспринят агрегатами частотно-регулирующей электростанции.  

Если в энергосистеме возникает такой же дефицит активной мощности, как и в первом случае, то снижение частоты до точки 1 будет происходить с той же скоростью.  

В ОЭЭС благодаря ее большой мощности возможные дефициты активной мощности в процентном отношении к мощности системы относительно невелики и вызывают соответственно относительно небольшие снижения частоты. Однако и они могут вызвать весьма нежелательные последствия, что требует проведения специальных противоаварийных мероприятий (см. гл. АЧР), устройства которой отключают часть нагрузки ЭЭС соответственно возникшему дефициту активной мощности в целях предотвращения недопустимого снижения частоты.  

Снижение частоты имеет место при наличии дефицита активной мощности, когда источники активной мощности, работающие на сеть, не могут покрыть всей активной мощности, требуемой потребителями. Активная мощность, отдаваемая генераторами электрических станций, жестко определяется мощностью первичных двигателей. Последняя изменяется под воздействием регуляторов скорости турбин.  

Устройства АЧР, применяющиеся для ликвидации аварийного дефицита активной мощности, в энергосистемах, подразделяются на основные категории: АЧР-I, АЧР-П и дополнительные АЧР. Устройства АЧР могут применяться в системах электроснабжения крупных промпредприятий, имеющих в составе собственные электростанции.  

Глубина снижения частоты зависит не только от значения дефицита активной мощности в первый момент аварии, но и от характера нагрузки. Потребление мощности одной группой потребителей, к которой относятся электроосветительные приборы и другие установки, имеющие чисто активную нагрузку, не зависит от частоты и при ее снижении остается постоянной. Потребление же другой группы потребителей (электродвигателей переменного тока) при уменьшении частоты снижается.  

Минэнерго планирует принять новую модель развития рынка электроэнергии. Активнее всего обсуждается так называемая модель двусторонних договоров, предложенная Юрием Удальцовым. Руководитель Энергетического центра Сколково ГРИГОРИЙ ВЫГОН рассказал корреспонденту "Ъ" о преобразованиях на оптовом рынке электроэнергии и мощности, возможных в результате принятия этой модели.

— От каких недостатков действующей модели рынка электроэнергетики планируется уйти, приняв новую модель?

— Основная проблема действующей модели, появившаяся еще в начале реформирования, когда приватизировали РАО ЕЭС, заключалась в том, что государство ввели в заблуждение по прогнозам потребления электроэнергии. Были заложены слишком высокие темпы роста потребления электроэнергии, и под эти темпы разрабатывались механизмы привлечения инвестиций для строительства новых станций.

Станции стали строить в рамках механизма договоров на предоставление мощности (ДПМ), когда инвестор возвращает вложения с процентами за счет потребителей мощности. То есть избыточные дорогие мощности, которые оказались просто не нужны, легли на потребителя. В этом, на мой взгляд, основной недостаток действующей модели.

— Минэнерго собирается утвердить модель двусторонних договоров Юрия Удальцова. Чем она может быть выгодна в сложившейся ситуации?

— Новая модель будет выгодна прежде всего потребителям электроэнергии, для которых конечная цена должна снизиться.

— Генерирующие компании собираются добиваться пересмотра этой модели: они считают, что вариант Минэнерго приведет к невосполнимому дефициту мощности через пять лет.

— У нас сложился избыток мощности, а с учетом надвигающегося экономического спада он только увеличится. К тому же есть распределенная генерация, люди активно строятся без всяких ДПМ. За период 2009-2012 годов объем введенных мощностей распределенной генерации вместе с проектами "Росатома" и "РусГидро" сопоставим с объемами в рамках ДПМ. Так что риск возникновения дефицита генерирующих мощностей в среднесрочной перспективе минимален.

Генераторы так заявляют потому, что боятся падения цен: если плата за мощность исчезнет, то многие генераторы просто понесут убытки. С другой стороны, сейчас, понимая, что затраты на строительство в рамках ДПМ переложатся на потребителей, компании не заинтересованы в том, чтобы строить дешево.

При угрозе дефицита мощности, если рост спроса не будет покрываться строительством генерации в соответствии с двусторонними договорами, Удальцов предлагает конкурентный механизм строительства генерирующих мощностей. Его идея в том, что отбирают тех, кто может построить дешевле. В этом плане этот механизм может быть хорошей альтернативой ДПМ. Вместе с распределенной генерацией он позволит избежать дефицита мощностей в будущем.

— Каковы риски перехода на новую модель?

— Нет никаких проблем с тем, чтобы постепенно перевести оптовый рынок преимущественно на прямые договоры. Другое дело, как этот механизм будет реализовываться на практике. Возможно, государство директивно обяжет гарантирующих поставщиков (ГП) покупать определенный объем электроэнергии и мощности в рамках договоров, и это может создать ряд проблем.

Например, если сегодня генерирующая компания спокойно получает плату за мощность, а завтра придет к ней ГП и скажет: "Я тут с соседним генератором заключил договор, давай с тобой такой же заключим либо иди на РСВ". Интересно, как будет происходить такой процесс переговоров — я думаю, появится дополнительная работа для ФАС. У нас же толком не сложился рынок сбытовых компаний — ГП, по сути, монополисты. Модель Удальцова предполагает введение слепого аукциона для ГП на заключение договоров, но проконтролировать его чистоту — непростая задача.

По всей видимости, на прямые договоры в первую очередь уйдут те генераторы, у которых наиболее дешевые электроэнергия и мощность, и они будут обеспечивать себе максимально высокую загрузку, на РСВ останутся самые дорогие.

В каком объеме будут заключаться прямые договоры и на каких условиях, никто сегодня четко не представляет. Государство может сказать генераторам; "Заключайте договор с ГП". Если дальше оно скажет: "Заключайте договор по такой-то цене", то это будет опять нерыночная модель. Собственно, еще одно из опасений генераторов заключается в том, что государство будет диктовать, кому, с кем, по какой цене начать заключать договоры. То есть тут не столько сутевая претензия к модели — просто никто не понимает, как это будет реализовано.

— При переходе на договоры мощность и энергия останутся раздельными товарами?

— Пока предполагается, что останутся, по крайней мере, рынок "на сутки вперед" точно никуда не денется. Другое дело, что рынок мощности перестанет быть самостоятельным рынком наряду с рынком электроэнергии. Если рынок мощности все же исчезнет, то цена на РСВ будет частично учитывать условно-постоянные затраты, которые сегодня компенсируются платой за мощность. Может сложиться ситуация — в принципе на конкурентном рынке при переизбытке мощностей она вполне естественна, когда цена на электроэнергию упадет практически до уровня условно-переменных затрат замыкающего производителя.

— Почему предпочтение отдается именно модели Юрия Удальцова?

— Все остальные модели значительно меньше проработаны. То, что генераторы ДПМ-штрих сейчас предлагают,— это некая модификация существующей модели, она сопровождается всеми родовыми травмами ДПМ, и избавиться от них в ее рамках невозможно. Ну и, видимо, у нас не так много людей в стране, которые достаточно хорошо разбираются в том, как работает электроэнергетика. Надо сказать, что в принципе идее модели двусторонних договоров уже несколько лет, ее довольно давно обсуждали на концептуальном уровне.

— Вы лично считаете, будет государство жестко регулировать рынок при новой модели?

— Конечно, будет: электроэнергетика — это же одна из ключевых отраслей. Государство регулирует цену на газ, а цена электроэнергии социально значима и определяет уровень конкурентоспособности российской экономики.

Возможно, будут устанавливать ценовые потолки, чтобы не было резких скачков в пиковый сезон. Эффективность рынка электроэнергии под вопросом, причем не только в России, но и во всех остальных странах, где он давно существует.

В принципе в модели Удальцова такой потолок заложен через балансирующий рынок мощности. Предполагается, что он будет определяться регулирующими органами ценой строительства новой генерации на год вперед. Если государство сможет регулировать рынок таким образом, через установление правил, это будет хорошо. Главное, что это позволит действовать конкурентным механизмам. Если же это будет директивное установление с конкретными параметрами, тогда мы, может быть, и дефицит мощности еще получим. Правда, не через пять лет, а попозже.

К вопросу о государственном регулировании электроэнергетики — замечу, что обсуждаемая модель оптового рынка не касается таких важнейших вещей, как перекрестное субсидирование, регулирование сетей, реформа рынка тепла. Эти темы не относятся непосредственно к модели оптового рынка, но если они будут оставаться нерешенными, то никакое изменение модели рынка не поможет исправить ситуацию в электроэнергетике. Например, именно завышенная сетевая составляющая заставляет потребителей задумываться об автономном электроснабжении. Абсурдная ситуация на рынке тепла, когда когенерация оказывается менее выгодной, чем производство тепла на котельных, приводит к убыткам ТЭЦ и искажениям цен на электроэнергию. Наряду с обсуждением изменения модели рынка именно на этих вопросах надо сконцентрироваться всем: и государству, и разработчикам модели, и генерирующим компаниям, и потребителям.

— Недовольные моделью Юрия Удальцова генерирующие компании смогут добиться ее пересмотра? К ним будут прислушиваться?

— К ним однозначно должны прислушаться, как и ко всем остальным игрокам. Здесь вопрос в аргументации. Сейчас мы не видим открытой дискуссии, последствия перехода на новую модель не просчитаны. Мы как раз планируем организовать такую дискуссию на площадке Сколково, поскольку считаем, что публичное обсуждении новой модели крайне важно для обеспечения прозрачности правил для всех игроков. Электроэнергетика — капиталоемкая отрасль, ее надо на много лет вперед прогнозировать.

Вообще, практика показывает, что нормотворчество в электроэнергетике работает очень плохо. Вот эти вот постановления, которые вступали в силу задним числом и вся отрасль ждала, когда же их наконец опубликуют, потом в них вносились десятки поправок в течение очень короткого промежутка времени (достаточно сказать, что за четыре года — с 2009-го по 2012-й — в правила оптового рынка было внесено 30 поправок, то есть примерно один раз в полтора месяца). Это говорит о том, что реально в электроэнергетике все очень плохо продумывается, планируется и реализуется.

— Это кадровые проблемы?

— Преимущественно — да. Притом что есть организации, которые строят безумно сложные модели, по факту сегодня практически для всех очередная реформа непонятна.

Беседовал Илья Арзуманов

Функция эластичности оказывает непосредственное влияние на функцию оборота или валовой выручки, изображенной на том же рисунке. Отсюда хорошо видно, что в зависимости от характера насыщаемости рынка объем или интенсивность производства, а значит и потребления, будет зависеть от политики в области сбыта, в том числе и помощи со стороны государства или других финансовых органов. Поэтому, чем меньше эластичность спроса от цены целевого продукта, тем больше вправо сдвинуто максимальное значение показателя валовой выручки и, следовательно, тем больший объем целевой продукции можно реализовать в рамках данного единичного организационно-экономического преобразования.

Предположим, что оценена некоторая функция эластичности и в соответствии с ней определена функция оборота (см. Рис. 3.1.1.) . Тогда, по крайней мере в первом приближении, можно брать значение интенсивности выпуска конечной продукции как такое, которое соответствует максимальному значению валового оборота. Обозначим это значение Qo, и будем рассматривать его как оценку мощности единичного организационно-экономического преобразования. Это предварительная оценка, соответствующая принятой функции эластичности. Очевидно, этот же показатель должен соответствовать и производственным мощностям всех звеньев преобразователей, представленных на рисунках 2.2.5. Теперь можно подойти к задаче определения типа рыночных связей и к оценке степени монопольности вершин графа структурных преобразований.

Предположим, что рассматривается некоторая вершина графов рисунка 2.2.5. Как видно, она может включать одно звено (монопольное преобразование) или содержать несколько возможных производственных единиц, составляя формально дуополию, олигополию или совершенную конкуренцию. Естественно, что количество возможных предприятий играет существенную роль при формировании типа рыночных связей. Однако не только это. Не меньшее, если не большее, значение приобретает соотношение мощностей преобразователей и мощности Qo. Следующий анализ поясняет это.

Обозначим Qi мощность i -го преобразователя. Она определяется количеством продукции i –го наименования, которое можно на нем произвести. Если она сосредоточена на одном предприятии, то есть имеет место монопольное производство, причем это относится к любым звеньям, то связь между Qo и Qi определяется через коэффициент материальных затрат, обозначаемый ai. Коэффициент аi характеризует затраты продукции i -го преобразователя на единицу конечной продукции и является затратным нормативным показателем. Оптимальный объем конечного (целевого) продукта равен Qo . Следовательно, оптимальная потребность в продукции i -го производства определяется из равенства Qo = Qi *аi. Если i-ое преобразование включает в себя несколько предприятий, то их суммарная мощность Qi равна S Qij, где Qij - предельные возможности j -го предприятия по реализации продукции i -ой вершины графа. Естественно, что суммирование осуществляется по j. Итак, два фактора определяют тип рыночных отношений: концентрация мощностей i-го преобразователя (одно, два, множество предприятий) и соотношения мощностей Qo и Qi. Их различные сочетания и подлежат анализу.

Начнем с первого звена. Договоримся считать первое звено конечным производством. Иными словами, это те вершины графа 2.2.5., которые осуществляют производство и реализацию продукции целевого назначения единичного организационно-экономического преобразования. Предположим, что первое звено предcтавляет собой совокупность предприятий. Ясно, что в этом случае можно формально утверждать о том, что имеет место конкурентное производство. Однако и в этом случае возможны два варианта:

Qo > S Qij ; 2) Qo < S Qij

Первый вариант характеризуется дефицитом мощностей i -ой вершины графа. Следовательно, рано или поздно, независимо от наличия конкуренции, цена на целевой продукт начнет возрастать. Это означает, что Qo будет иметь тенденцию к уменьшению и мощности выпускающего целевой продукт звена окажутся недозагруженными. Согласно рисунку 3.1.1. вершина функции оборота (максимума валовой выручки) будет перемещаться влево, то есть спрос и предложение выровняются, но уже при более высокой цене продукции. Отсюда начинается более тонкая проблема анализа. Действительно, при росте цены следует ожидать сокращения валовой выручки. Возникает вопрос, в какой степени это отразится на прибыльности анализируемого звена. Его решение зависит от производственных издержек в данном звене. На рис. 3.1.1. б) показаны издержки производства, наложенные на функцию оборота. Разность между валовой выручкой и издержками производства определяет прибыль, которая формируется в анализируемом звене, то есть в том, где осуществляется выпуск конечной продукции ЕЭОП. Как можно видеть, эта прибыль также зависит от масштаба производства или ожидаемого уровня потребления данной целевой продукции. Для ясности на рис. 3.1.1.в) показана функция прибыли, соответствующая заданной функции спроса, эластичности и оборота. Очевидно, что производство невозможно на уровне меньшем, чем Qmin и большем, чем Qmax. В этом диапазоне, при естественном рыночном развитии, может изменяться производство. Если имеет место совершенная конкуренция, то производство будет тяготеть к уровню Qmax. В случае монополии уровень производства должен остановиться на значении Qп, при котором максимизируется прибыль. Однако рассматриваемый нами случай может привести к тому, что дефицит мощностей остановит производство на уровне, меньшем, чем Qп. При этом Qп < Qo. Для этого есть более строгое доказательство, основанное на теории предельного анализа .

Итак, если S Qij < Qo, то независимо от типа конкуренции имеет место дефицит мощностей i - го звена, а само это звено следует рассматривать как узкое место единичного организационно-экономического преобразования. Если это условие справедливо для всех технологических преобразований, то, естественно, узким местом будет такое звено, для которого разность Qo - S Qij принимает максимальное значение. Это означает, что мощностей для реализации единичного преобразования недостаточно, так как их расширение приведет к росту прибыли, а, следовательно, и эффективности производства.

Конкуренция в каждом узле графа, кроме 1-го, сама по себе, не сможет решить проблему дефицита мощностей. Однако она сможет стимулировать снижение цен промежуточных продуктов, а, следовательно, и издержки производства целевого конечного продукта ЕОЭП. Поэтому, даже в этом случае, введение конкуренции желательно, потому что оно обеспечит более надежный рынок сбыта целевого продукта и возможность иметь дополнительную прибыль для развития производства и расширения его узких мест. В условиях естественного развития возможность получения дополнительной прибыли приводит к росту капиталовложений в данное направление, а следовательно и к расширению масштаба производства, потребления и снижению цен на данный вид продукции. Если производства, составляющие граф ЕОЭП будут работать в условиях конкурентной рыночной среды, то за счет накапливаемой прибыли, даже если это происходит в монопольном звене, создаются естественные предпосылки для расширения производства до уровня Qo. Как следствие этого утверждения, автором отмечается следующее. При данном условии, в частности, когда S Qij < Qo, не исключено, что для первого звена монополия была бы более эффективна, чем конкурентный рынок, а кроме того, концентрация производства на одном предприятии могла бы привести к сокращению издержек производства и, следовательно, к росту прибыли.

Одной из основных целей реформы РАО ЕЭС, согласно замыслу ее создателей и воплотителей, было желание привлечь частных инвесторов в отечественную электроэнергетику. Подразумевалось, что "частники" снимут с государства изрядную долю нагрузки по введению новых мощностей, и при этом будут конкурировать между собой, внедряя новые технологии и снижая цены для конечных потребителей.

Чуда не произошло. Тарифы для потребителей как росли, так и продолжают расти. А с вводом новых мощностей сложилась двойственная ситуация. С одной стороны, за один только 2011г. в строй введено электростанций больше, чем за несколько предыдущих лет. С другой - события текущего года привели к тому, что ряд компаний (в основном государственных) уже заявил о грядущем сокращении капитальных затрат, а остальные пока ограничиваются выполнением минимального объема обязательств, взятого на себя при заключении договоров на предоставление мощности.

Сколько надо строить?

Но по порядку. Чтобы понять, сколько же необходимо строить в России электростанций, следует обратиться к основополагающему документу – "Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020г. и в перспективе до 2030г.". Его разработчики предполагали, что схема должна корректироваться каждые три года и утверждаться правительством РФ. В частности, действующий сейчас актуальный вариант документа был утвержден правительством РФ летом 2010г.

В соответствии с прогнозом, изложенным в схеме, электропотребление в России должно расти на 2% в год и к 2030г. увеличиться до 1 трлн 553 млрд кВт/ч с текущих 1 трлн 21 млрд кВт/ч. Однако прогноз этот, как неоднократно заявлял один из авторов схемы размещения объектов, бывший замминистра топлива и энергетики России, гендиректор Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) Игорь Кожуховский, во многом основывается на том, что в период действия документа в России будут внедряться энергосберегающие технологии, а также на постулате повышения энергетической эффективности российской экономики, то есть на идеальных факторах. В действительности же потребности экономики в новых мощностях и, как следствие, инвестициях могут быть значительно выше.

Кроме того, указанный в документе ориентир можно назвать минимальным и с точки зрения текущего состояния отечественной электроэнергетики, вынужденной жить на сильно изношенном оборудовании, средний срок службы которого оценивается в 50-60 лет. В ближайшее время на многих электростанциях его придется менять на новое и в обозримой перспективе этот процесс должен начать нарастать лавинообразно.

К сожалению, фактический ввод новых генерирующих мощностей существенно отстает от запланированных объемов. Например, в период с 2001 по 2005гг. в стране было введено в строй новых мощностей на 9,5 ГВт, в то время как с учетом генсхемы и необходимости замены действующего оборудования в ближайшие 20 лет, потребность в новых мощностях составляет 173 ГВт. Другими словами, каждый год, а не за пятилетку (как сейчас), российская электроэнергетика должна прирастать в среднем на 8,6 ГВт новых мощностей.

Задача выглядит амбициозной, но выполнять ее надо. Иначе невозможно будет сдержать процесс старения отечественной электроэнергетики. "Это очень большой объем, если смотреть на ретроспективу вводов за последние 10 лет. Но он является минимальным: такой объем выводов и вводов генерирующих мощностей удержит к 2030г. средний возраст оборудования на уровне 50 лет. Ниже этих параметров опускаться просто недопустимо", - подчеркивает И.Кожуховский.

Прогнозы без плана

Теперь самое время посмотреть, каким образом и за счет чего должна выполняться эта амбициозная, но в то же время минимальная задача. Как уже не раз заявляли участники процесса, механизм договоров по предоставлению мощности (ДПМ) показал себя достаточно эффективным: инвесторы, взявшие на себя при приватизации РАО ЕЭС определенные обязательства по строительству электростанций, действительно их выполняют, к чему их, с одной стороны, стимулирует гарантированная окупаемость капитальных и эксплуатационных затрат в течение 10 лет после ввода соответствующих мощностей, с другой - штрафные санкции за срыв сроков их ввода. В результате в текущем году появилось более 6 ГВт новой мощности, что в три раза превышает среднегодовой показатель последних лет. Львиная доля этих вводов (80%) пришлась именно на строительство в рамках реализации ДПМ.

Своевременное выполнение энергетиками таких договоров дает надежду на то, что и остальные инвестиционные планы тепловой генерации будут выполняться. По крайней мере до тех пор, пока существует обязательная программа, рассчитанная до 2016г. Однако возникает вопрос: что будет с вводом новых мощностей после ее выполнения? Если исходить из Генеральной схемы, разрыв между потребностями российской экономики и теми мощностями, которые планируют вводить компании, растет уже теперь. В среднем разница составляет по 1 ГВт ежегодно до 2015г. Соответственно, планы после 2016г. являются еще более туманными и в данный момент прописаны лишь на треть.

По оценке консалтинговой фирмы A.T.Kearney, даже после реализации всех ДПМ и без учета вывода устаревшего оборудования дефицит электрогенерации в России к 2020г. может составить минимум 18 ГВт, или 8% от всей установленной мощности.

Между тем, если сопоставить вводимые мощности и вложенные инвестиции, то, по данным Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике, при примерно одинаковом объеме первых в прошлую и позапрошлую пятилетки, вторые (инвестиции) за это же время возросли в три раза. Обнадеживает то, что в период с 2011 по 2015гг. запланирован четырехкратный рост ввода новых мощностей при всего лишь двукратном увеличении капиталовложений.

На взгляд И.Кожуховского, постепенное преобладание показателей по вводимым мощностям над ростом необходимых инвестиций свидетельствует о большой инерционности процесса. Что, в свою очередь, говорит о том, что для получения в ближайшие годы необходимого количества новых мощностей, инвестиционные планы нужно формировать уже сейчас! Пока же планы правительства планами компаний не подкрепляются. И существующий разрыв, по мнению главы АПБЭ, после 2016г. становится все более драматичным, представляя собой огромную проблему, которую нужно решать немедленно.

"Можно много говорить о стимулах, механизмах и так далее, но если компании сейчас не заявили проекты, не начали думать над закупкой оборудования, то в 2016г. это все просто не успеет появиться", - подчеркивает И.Кожуховский.

Жизнь одним годом

Хотя вряд ли стоит удивляться, что генерирующие компании не строят долгосрочных инвестиционных планов, ограничиваясь (в лучшем случае) программами на пару ближайших лет или "концепциями развития" на отдаленную перспективу. Последний год наглядно показал, чего могут стоить все эти планы. Если, например, с 2011г. ожидалась полная либерализация оптового рынка электроэнергии, то фактически ее не произошло. Правительство оставило за собой право увеличивать долю электроэнергии, поставляемой генератором на оптовый рынок по регулируемым договорам (то есть по цене, определяемой Федеральной службой по тарифам) в объеме до 35% от общей выработки.

А вслед за скачком цен на электроэнергию в начале 2011г. появилось правительственное постановление о целевых правилах оптового рынка электроэнергии (ОРЭМ), предусматривающее отмену инфляционной индексации для вторичной мощности. Представители крупнейших тепловых генераторов тут же оценили свои выпадающие доходы как минимум в сотни миллионов рублей. Стоит напомнить, что именно в течение последнего года наметилась обратная реформе РАО ЕЭС тенденция: владельцы ряда крупных активов заявили о намерении избавиться от них (или уже избавились), продав или передав в управление еще более крупным компаниям, подконтрольным государству.

И уже под занавес текущего года экспертная группа при вице-премьере РФ Игоре Шувалове предложила существенно изменить саму модель ОРЭМ, установив единую цену на электроэнергию и мощность, которые до сих пор оплачивались раздельно. И дело не только в том, что пока малопонятно, каким образом может функционировать новая модель, сколько в том, что частные инвесторы лишний раз убедились: государство всегда может перевести рыночную модель в режим ручного регулирования.

Надо сказать, что весенние меры правительства по сдерживанию тарифов, по оценке аналитика инвестиционной фирмы OLMA Романа Габбасова, сократили выручку в секторе электроэнергетики в целом примерно на 64 млрд руб., или на 3%, что не является критичным для отрасли. "Здесь скорее было больше паники со стороны инвесторов, связанной с вмешательством государства", - полагает аналитик. Однако, как говорится, осадок остался.

Благими намерениями…

В заключение было бы справедливым отметить, что совершенствование модели отечественного рынка продолжается. Например, обсуждается применение схемы, аналогичной ДПМ, по отношению к процессу модернизации старых мощностей. В свою очередь, реализация генсхемы размещения объектов электроэнергетики, по словам одного из ее авторов, И.Кожуховского, предполагает, в числе прочего, введение принципа take or pay (бери или плати) при заключении договоров между генераторами, сетевыми компаниями и крупными потребителями, который призван закрепить их взаимную ответственность. "Чтобы не было таких ситуаций, когда генерация введена, сеть построена, а потребитель, который планировал строительство, исчез, и нет его", - прокомментировал И.Кожуховский.

При этом существуют идеи, позволяющие стимулировать, в свою очередь, ответственность и генерирующих компаний. Например, в части модернизации уже имеющихся мощностей. В частности, путем принятия новых технических регламентов с повышенными требованиями к энергетическому оборудованию или путем повышения платы за негативное воздействие на окружающую среду, и последующего ее возврата в компании для целевых инвестиций в природоохранные мероприятия. Кроме того, государство не отказывается от помощи генерирующим компаниям в рамках пилотных проектов по внедрению новых технологий.

К сожалению, время, отпущенное на то, чтобы в будущем не допустить дефицита генерирующих мощностей, стремительно уходит. Остается лишь надеяться, что оно не будет упущено совсем.