Особенности обоснования дефицита мощности предприятий, тяготеющих к потребителям продукции. Некоторые особенности работы тепловых электростанций при авариях с понижением частоты
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.
| Схема АЧР одной очереди. |
АЧР, должна соответствовать максимально возможному дефициту активной мощности, который может возникнуть в энергосистеме.
| Схемы коммутации электростанций, обеспечивающие отделение части генераторов для питания собственного расхода при аварийном понижении частоты 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.
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.
Общим местом сегодняшних экономических дискуссий являются сетования на нехватку инвестиций, сдерживающую экономический рост. Основные фонды изношены, они быстро выбывают, и осуществлять прирост выпуска продукции становится не на чем. Насколько обоснованы подобные опасения?
Если для простоты оставить в стороне возможность увеличения выпуска за счет повышения производительности труда, то тезис о нехватке мощностей как об ограничителе роста был бы более или менее верен лишь с одним важным уточнением - если мы говорим о социалистическом плановом хозяйстве. То есть о системе, для которой экстенсивное расширение производства являлось одним из главных приоритетов и задавалось не действием частного интереса, а принуждением сверху, необходимостью выполнять спускаемые планы.
В рыночной экономике действует совсем другая логика, и механизм воздействия инвестиций на экономический рост иной, чем в плановом хозяйстве. Он действует со стороны прежде всего спросовых, а не физических ограничений. Вялость инвестиционного процесса здесь тормозит рост не потому, что не восполняется убыль производственных мощностей. А потому, что не создает повышенного спроса на инвестиционные товары и услуги. В итоге весь совокупный спрос оказывается ниже, чем мог бы быть, и в соответствии с этим замедляется рост производства. Что же касается реальных физических ограничений на объем выпуска, то до них в рыночной экономике дело, как правило, никогда и не доходит. Достаточно сказать, что загрузка производственных мощностей в промышленности развитых стран редко когда достигает 90%. Обычно же она колеблется около 80%.
Российская рыночная экономика, несмотря на младенческий возраст, в полной мере обладает той же особенностью, что и ее старшие "сестры". По данным опросов "Российского экономического барометра" (РЭБ), около 60% руководителей промышленных предприятий указывали на недостаток спроса как на одну из главных причин, ограничивающих выпуск продукции на их предприятиях в 2002 году. В то же время для производственных мощностей соответствующий показатель был в десять раз (!) ниже - всего лишь 6%. В перспективе на ближайшие двенадцать месяцев 43% руководителей считают объем производственных мощностей у себя на предприятиях избыточным и лишь 8% - недостаточным.
Если вспомнить, что в среднем за 2002 год загрузка производственных мощностей в нашей промышленности так и не перешагнула 70-процентный рубеж, то ничего удивительного в этих данных нет. Запас незадействованных основных фондов все еще весьма велик, хотя круг предприятий с высоким уровнем загрузки оборудования в последние два-три года быстро расширяется. Например, в 2001 году с загрузкой 100% и более работало уже каждое седьмое, а с загрузкой 90% и более - каждое четвертое предприятие выборки РЭБ. Для сравнения: в 1997-1998 годах соответствующие показатели были в два раза ниже.
Любопытно, однако, отметить, что даже среди тех производителей, у которых производственные мощности загружены на 100% нормы и выше, их объем все равно не я
К этой категории, исходя из принципов размещения, относятся предприятия первой группы (хлебозаводы, кондитерские фабрики, заводы вторичного виноделия, сахаро-рафинадные, пивобезалкогольные и пр.).
1. Выявление потребности в продукции отрасли на перспективу.
2. Изучение состояния производственной базы действующих предприятий отрасли на перспективу и расчет их мощности.
3. Определение возможного объема производства на действующих и вновь строящихся предприятиях.
4. Составлении баланса производства и потребления продукции отрасли на перспективу и определение ее дефицита (избытка) и дефицита мощности.
5. Определение возможности наращивания производственных мощностей за счет их расширения, реконструкции или технического перевооружения.
6. Определение дефицита мощности для нового строительства.
1. Основными потребителями продукции отрасли пищевой промышленности являются:
Население;
Другие отрасли народного хозяйства, использующие продукцию как сырье для дальнейшей переработки;
Животноводство.
Потребность населения в продукции отрасли () определяется исходя из численности населения на перспективу () и среднедушевого потребления продукции в год ():
= *
Численность населения на перспективу () складывается из:
() – численность населения на начало прогнозируемого периода,
() - естественного прироста (убыли) за анализируемый период,
() - механического прироста (убыли) в результате миграции населения,
() – численности временно находящихся в районе обоснования (транзитных пассажиров, приезжающих на выставки, экскурсии, конференции и пр.)
Среднедушевые нормы потребления на перспективу устанавливаются на основе средних сложившихся данных за прошлый период и научно-обоснованных норм потребления, разрабатываемых Институтом Питания Академии Медицинских Наук по регионам страны с учетом половозрастного состава населения, количества населения, занятого физическим, умственным трудом и пр. факторов.
Потребность других отраслей народного хозяйства определяется по формуле:
где – производство продукции на перспективу i-ойотрасли народного хозяйства;
– норма расхода продукции рассматриваемой отрасли на единицу продукции i-ой отрасли народного хозяйства.
Расчеты потребности животноводства для предприятий первой группы (комбикормовые заводы) определяют или по нормам расхода комбикормов на единицу животноводческой продукции (молока, шерсти, мяса) или по нормам расхода на одну голову в год.
2. Мощность отрасли на перспективу определяется по формуле:
где, – мощность предприятий отрасли в районе обоснований на начало планируемого периода,
– вводимая за прогнозируемой период мощность,
Выбывающая за прогнозируемый период мощность.
Обоснование коэффициентов использования мощности () ведется исходя из сложившихся за предшествующий период коэффициентов использования мощности и мероприятий по повышению коэффициентов использования мощности на предстоящий период.
3. Определение возможного объема производства на действующих предприятиях отрасли на перспективу () определяется по формуле:
где, – мощность предприятий отрасли на перспективу,
– прогнозируемый интегральный коэффициент использования мощности на перспективу.
4. Составление баланса производства и потребления продукции отрасли на перспективу.
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.