(часть 1; часть 2; часть 3; часть 4; часть 5, часть 6)

Б.И.Нигматулин, гендиректор Института проблем энергетики

Вернемся к интервью Е.О.Адамова корреспонденту газеты «Страна Росатом» от 11.01.2019 г., посвященного обсуждению проекта «Стратегии развития ядерной энергетики в России до 2100 г. (Стратегия-2018)» под названием «Компромисс без потерь».

Вопрос корреспондента: «Что вы ответите критикам [скорее всего,она имела в виду меня, автор], которые считают, что развивать атомную энергетику вообще не следует, а надо строить и модернизировать только парогазовые установки?».

Ответ Е.О. Адамова: «Странная позиция, ведь сегодня даже детям известно, что генерация на органике является одним из основных загрязнителей атмосферы, особенно когда, как в России, преобладают станции на угле и мазуте».

Можно согласиться с Е.О.Адамовым, что «…генерация на органике [в первую очередь ТЭС на угле и мазуте, автор], является одним из основных загрязнителей атмосферы …». Однако это касается всего Мира - Китая, Индии, отчасти США, но значительно меньше — России. Так, в Мире в 2017 г. доля электропроизводства на ТЭС на угле составила 38, на мазуте 3 и на газе 23 %[1]. В России же структура электроэнергетики существенно отличается от мировой.

Структуры электропроизводства и установленной мощности в России в период 1990-2018 г.г.

В табл. 1 представлены данные по общему электропроизводству и на отдельных электростанциях в России в период 1990—2018 гг. (по данным Росстата[2], Enerdata[3]).

Таблица 1

Общее электропроизводство общее и на отдельных типах электростанций

Рис. 1. Динамика электропроизводства (брутто) и на отдельных типах электростанций в России в период 1990—2018 гг. (Росстат, Enerdata)

На рис. 5.1 показана динамика общего электропроизводства (брутто) и на отдельных типах электростанций в России в период 1990—2018 гг. (в соответствии с табл. 1).

В России только в 2016 г. электропроизводство (брутто) превысило аналогичное значение 1990 г. В период 1998—2018 гг. электропроизводство в стране выросло с 827 до 1115 млрд кВтæч, или на 35 %, а в период 2005—2018 гг. с 932 (2004 г.) до 1115 млрд кВтæч, или на 19,6 %.

На рис. 2 показаны доли электропроизводства (брутто) на отдельных типах электростанций от общего электропроизводства в России в период 1990—2018 гг. (Росстат, Enerdata).

Рис. 2. Доли электропроизводства (брутто) на отдельных типах электростанций от общего электропроизводства в России в период 1990—2018 гг. (Росстат, Enerdata)

Из рис. 5.1 и 5.2 видно, что в России в 2018 г. по сравнению с 1990 г. (29 лет ранее) доли электропроизводства на ТЭС на газе, угле и ГЭС приблизительно сохранились на одном уровне, доля АЭС увеличилась в основном только за счет доли ТЭС на мазуте. Последняя снизилась практически до нуля из-за очень высокой себестоимости производства, связанной со сверхвысокой ценой мазута на внутреннем рынке по отношению к другим энергоносителям, но никак не по экологическим ограничениям. Увеличение доли АЭС за счет ТЭС на газе и угле не произошло. Это значит, что в ближайшем будущем проблематично даже сохранение доли АЭС в общем электропроизводстве в стране, не говоря уж о ее росте.

Фактически это иная ситуация, по сравнению с утверждением в интервью Е.О.Адамова: «Именно ТЭС [это значит, независимо от типа энергоносителя, автор] вытесняла атомная энергетика в балансе энергопроизводства в последние годы, и не вижу причин не следовать этой тенденции».

В табл. 2 представлены данные по суммарной установленной мощности и на отдельных электростанциях в России в период 1990—2018 гг. (по данным Росстат и Enerdata).

Таблица 2

Суммарная установленная мощность

На рис. 3 показана динамика суммарной установленной мощности и на отдельных типах электростанций в России в период 1990—2018 гг. (в соответствии с табл. 2).

Рис. 3 Динамика суммарной установленной мощности и на отдельных типах электростан ций в России в период 1990—2018 гг. (в соответствии с табл. 2)

Из рисунка видно, что в России в период 1990—2004 гг. практически отсутствовал рост как суммарной установленной мощности, так и на отдельных типах электростанций. В период 2005—2018 гг. суммарная установленная мощность выросла с 214 (2004 г.) до 268 ГВт, или на 25 %, при этом электропроизводство выросло на 19,6 %. Это значит, что в этот период существенно снизился суммарный КИУМ электростанций в стране (см. рис. 4).

На рис. 4 показана установленная мощность на отдельных типах электростанций в долях от суммарной установленной мощности в России в период 1990—2018 гг. (рассчитанные в соответствии с табл. 2).

Рис. 4. Доли установленной мощности на отдельных типах электростанций от суммарной установленной мощности в России в период 1990—2018 гг. (рассчитанные в соответствии с табл. 2)

Из изложенного видно, что атомная энергетика России является относительно небольшой частью электроэнергетики страны. По данным табл. 1 и 2, в России в 2018 г. электропроизводство (брутто) на АЭС составило 204,3 млрд кВтæч, (отпуск 191,4 млрд кВтæч), а общее электропроизводство — 1115 млрд кВтæч. Установленная мощность АЭС равнялась 29,1 ГВт (вместе с Билибинской АЭС), а всех электростанций России — 268 ГВт.

В период 2008—2018 гг. (11 лет) электропроизводство на АЭС выросло с 163,1 до 204,3 млрд кВтæч, или на 25,3 %, а установленная мощность — с 21,7 до 29,1 ГВт, или на 34,1 %. При этом доля АЭС в общем электропроизводстве в стране выросла с 15,6 до 18,3 % (рост на 2,7 %), а в суммарной установленной мощности — с 9,7 до 10,9 % (рост на 1,2 %).

Видно также, что в 2018 г. по сравнению с 1990 г. доля электропроизводства на ТЭС на угле изменилась незначительно и остается на уровне 15 %, на мазуте снизилась в 12 раз, с 12 до 1 %, а на газе практически не изменилась — 48 %, при этом доли установленных мощностей этих электростанций равняются соответственно 15,9; 6 и 48,5 %. В России в 2018 г. доля электропроизводства на ТЭС на газе была почти в 3,0 раза больше, чем суммарно ТЭС на угле и мазуте. Угольные ТЭС находятся в основном на Урале и в Центральной и Восточной Сибири, где живет около 25 % населения страны. Именно там ТЭС на угле наиболее конкурентоспособны по сравнению с ТЭС на газе и АЭС (в Сибири их нет вообще), и именно там возникают экологические проблемы, связанные с сжиганием угля на ТЭС (например, в г. Красноярске). При этом на 1 кВтæч произведенной электроэнергии ТЭС на угле по сравнению с ТЭС на газе и мазуте выбрасывает в 2 и более раз больше объема парниковых газов. Кроме того, в дымовых газах ТЭС на угле содержится значительное количество окислов серы и азота (SO_х и NO_х ), допустимые выбросы которых нормируются.

В Европейской части России и на Урале, где проживает около 82 % населения страны, доля электропроизводства ТЭС на газе составляет более 65 % и они мало влияют на экологическую ситуацию в регионах. Именно в этой части страны АЭС должны конкурировать с ТЭС на газе по себестоимости произведенной электроэнергии и возврату инвестиции по договору купли-продажи мощности (ДКПМ, новое название ДПМ). И если АЭС будут проигрывать по этим показателям, то их не надо строить, потому что это дополнительно увеличивает стоимость электроэнергии для потребителей, включая орреспондента газеты «Страна РОСАТОМ».

Однако ниже будет показано, что в российской электроэнергетике механизм конкуренции развит слабо, а главные роли играют лоббистские возможности тех или иных руководителей (собственников) генерирующих компаний. И дело здесь, естественно, не в «критиках, которые считают, что развивать атомную энергетику вообще не следует [выделено, автор], а надо строить и модернизировать только парогазовые установки».

Теперь прокомментируем еще один неэкономический аргумент Адамова Е.О. в защиту атомной энергетики, высказанный в его интервью газете «Страна РОСАТОМ» от 11 января 2019 г.: «…Энергетическое использование органики еще Менделеев сравнивал со сжиганием ассигнаций. В отличие от урана и плутония, которые используют в оборонных и энергетических задачах, органика является сырьем для нескольких отраслей промышленности и, несмотря на увеличение запасов в результате геологоразведки (со все более значительными удельными затратами), принципиально ограниченным. Забота о ее сохранении не позволяет вести себя по принципу «после нас хоть потоп».

В действительности наш великий соотечественник Д.И.Менделеев сказал, что «Сжигать нефть — все равно, что топить печку ассигнациями»! Если принять, что сжигание нефти тождественно ее энергетическому использованию, включая углеводородное топливо для транспорта, то в Мире в 2014 г. доля неэнергетического использования нефти составила всего 16,2 и за 41 год выросла только на 4,6 % (11,6 % в 1973 г.)35. В этот период времени доля атомной энергетики в общем электропроизводстве в Мире сначала выросла с 3 до 17,6 %, а потом упала до 10 % Поэтому это часто цитируемое высказывание Д.И.Менделеева не подтверждается последние 150 лет.

При разработке Стратегии развития атомной энергетики России, необходимо иметь  представление о работе АЭС на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и как принимаются решения о строительстве новых энергоблоков; знать правила формирования цены на электроэнергию АЭС, структуру ее цены и результаты сравнения цены электроэнергии на шинах российских АЭС и АЭС других стран.

Работа АЭС на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ) и механизм принятия решения о строительстве новых энергоблоков

Часто мои оппоненты не представляют, как работают отечественные АЭС на оптовом рынке электроэнергии и мощности и каковы механизмы принятия решения о строительстве новых энергоблоков. Например, это следует из продолжения ответа Е.О.Адамова на вопрос корреспондента газеты «Страна РОСАТОМ» в том же

интервью о «…критиках, которые считают, что развивать атомную энергетику вообще не следует…»: «Себестоимость производства электричества на большинстве наших АЭС ниже, чем на ТЭС, и Стратегия 2018 года вполне определенно ставит задачу развивать конкурентоспособность атомной энергетики, определяя LCOE основным ее критерием [при принятии решения о строительстве АЭС или ТЭС на газе в том или ином регионе Европейской части России, автор]».

И далее: «…Затраты на модернизацию и строительство ТЭС действительно ниже, это трюизм. Но сравнивать надо прежде всего по себестоимости энергии, а затем по LCOE: здесь и сейчас у атомной энергетики преимущества, и новая стратегия ставит задачу укрепить конкурентоспособность».

Для справки: термин LCOE (Levelised Cost of Energy), или приведенная стоимость электроэнергии, — средняя расчетная себестоимость производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции (включая все возможные инвестиции, затраты и доходы).

Это значит, что при расчете LCOE на весь жизненный цикл АЭС надо закладывать динамику операционных затрат и устанавливать время окупаемости.

Отсюда необходимо иметь прогнозы динамики кредитной ставки, операционных затрат, включая стоимость ядерного топлива. А для LCOE для ТЭС требуется дополнительный прогноз динамики внутренней цены газа, поставляемого на ТЭС на газе.

Необходимо отметить следующее.

Во-первых, для принятия решений о выборе того или иного типа генерации, расчетные значения LCOE, особенно при сопоставлении LCOE АЭС и LCOE ТЭС на газе, малоприменимы, так как содержат существенные неопределенности.

Во-вторых, сравнение LCOE для АЭС и ТЭС на газе допустимо лишь на период жизненного цикла ТЭС (20—40 лет). За горизонтом более 20—40 лет существует вероятность снижения LCOE для конкурирующих газовых ТЭС. Кроме того, имеется существенная неопределенность в оценке динамики цены газа внутри страны на столь длительный период, которая определяющим образом влияет на LCOE ТЭС (газ).

На рис. 5 показана динамика цены природного газа для ТЭС (газ) в России и США и отдельно на газовой бирже Henry Hub (штат Луизиана, США) в долл. ППС/1000м³.

Рис. 5. Динамика цены газа для ТЭС (газ) в России и США и отдельно на газовой бирже Henry Hub (штат Луизиана, США)

Из рис. 5 видно, что в России в период 2010—2018 гг. цена природного газа изменялась достаточно причудливым образом и в 2017 г. оказалась в 1,7 раза больше, чем в США. В этой стране в период 2000—2018 гг. цена природного газа для ТЭС изменялась от 92 (2016 г.) до 318 долл/1000 м³ (2008 г.), или в 3,5 раза. За два года 2014—2016 гг. цена газа упала почти в 2 раза с 174 до 92 долл/1000 м³.

В-третьих, для России в настоящее время критерий выбора типа энергоблока АЭС или ТЭС для его строительства на основании расчетных LCOE вообще абстрактное утверждение, так как:

• на ОРЭМ никак не используется сравнение себестоимостей электропроизводства на различных типах электростанций. А сами эти себестоимости являются коммерческой тайной в любой генерирующей компании, включая концерн «Росэнергоатом»≫. Поэтому утверждение «Себестоимость производства электричества на большинстве наших АЭС ниже, чем на ТЭС…» требует серьезного доказательства и детального обсуждения;

• правила ОРЭМ в первой ценовой зоне, где находятся все АЭС (кроме Билибинской), устроены таким образом, что все АЭС являются ценопринимающими, т.е. цена электроэнергии для всех АЭС устанавливается одинаковой и равной маржинальной (максимальной) цене на ТЭС на газе на рынке электроэнергии «на сутки вперед». А на оптовом рынке мощности стоимость установленных мощностей АЭС принимается сразу, без «конкурентного отбора мощности (КОМ)». Таким образом, оптовая цена электроэнергии на АЭС, пересчитанная по одноставочному тарифу, является самой высокой в первой ценовой зоне. Поэтому концерну «Росэнергоатом» нет никакого смысла инициировать изменения правил ОРЭМ. Сегодня они очень выгодны концерну;

• абсолютное большинство ТЭС на газе амортизированы, поэтому рост себестоимости электропроизводства на них определяющим образом зависит только от роста цены на природный газ, который «в целях сдерживания влияния данного фактора [роста цены на газ, автор] на инфляцию индексация оптовых цен на газ для всех категорий потребителей, включая население (без учета НДС), в 2019 г. составит 1,4 %, в период 2020—2024 гг. рост указанных цен не превысит 3 %[4]», т.е. менее 0,6 % в год. А среди АЭС новые, не амортизированные, составляют около 1/3 суммарно установленной мощности АЭС, далее эта доля будет только расти, соответственно должен будет расти (не уменьшаться) возврат инвестиций по ДПМ.

В настоящее время инвестиции, вложенные в строительство энергоблоков АЭС, ГЭС и ТЭС, компенсируются потребителями за счет оплаты на мощность новых энергоблоков (по ДПМ-1). Принято, что компенсация инвестиций в строительство энергоблоков АЭС и ГЭС проводится в течение 20 лет из расчета 10,5 % годовых от момента ввода их в промышленную эксплуатацию. Соответствующая компенсация для энергоблоков ТЭС — в течение 10 лет из расчета 14 % годовых.

Это значит, что российский потребитель (кроме населения) дополнительно оплачивает по ДПМ-1 возврат инвестиций, вложенных в новые АЭС.

Конечно, по ДПМ-1 оплачивается также возврат инвестиций, вложенных и в новые ТЭС. Но их удельный объем, т.е. отнесенный к 1 кВтæч произведенной (проданной) на них электроэнергии, в разы меньше, чем на АЭС (см. ниже).

Далее необходимо сделать ряд общих замечаний применительно к российской электроэнергетике:

• не работают рыночные принципы — баланс спроса и предложения. Постоянный ввод вновь построенных генерирующих мощностей различных типов нарастающим образом опережают спрос на электроэнергию;

• слабо применяются экономические критерии, учитывающие интересы потребителей электроэнергии, по которым принимается решение как о строительстве электростанции, так и о выборе того или иного типа генерирующих мощностей. Это является главным фактором их неэффективности.

На сегодняшний день в секторе генерации существуют пять групп инвестиционных механизмов, по которым принимается решение о строительстве, и лишь только первый в какой-то степени базируется на рыночных принципах:

1. Относительно конкурентные рынки — это рынок «на сутки вперед» и конкурентный отбор мощности (КОМ) (однако не работает для АЭС и ГЭС).

2. Конкурсные ДПМ по возобновляемым источникам энергии (ДПМ ВИЭ); (лоббисты — компании, производящие оборудование).

3. Конкурсные ДПМ с локализацией по местоположению (конкурентный отбор мощности нового генерирующего оборудования (КОМ НГО) и ДПМ мусоросжигательных заводов (МСЗ); (лоббисты — компании, производящие оборудование).

4. Неконкурсные ДПМ-1: надбавки к цене оптового рынка (ДПМ АЭС, ТЭС, ГЭС и инвестиции в строительство новых электростанций в Крыму и Калининградской области); (лоббисты — генерирующие компании, региональные органы власти).

5. Бюджетное финансирование:

• на строительство новых энергоблоков АЭС запланировано около 260 млрд руб. по госпрограмме «Развитие атомного энергопромышленного комплекса в 2014—2020 гг.»;

• на строительство новых ТЭС на Дальнем Востоке в уставный капитал ПАО «Русгидро» было внесено 50 млрд руб. из федерального бюджета (Указом Президента России от 22.11.2012 № 1564)

• для софинансирования новых ТЭС в Крыму в 2015г. корпорации «Ростех» было выделено 25 млрд руб. бюджетных субсидий (Постановление Правительства России от 13.07.2015 № 703).

В настоящее время отсутствуют реальные перспективы какого-либо изменения ситуации в лучшую сторону. Сейчас завершается согласование программы модернизации ТЭС (возврат инвестиций по своим принципам близкой к неконкурсным ДПМ-1), причем предполагается сохранение механизмов КОМ и КОМ НГО. Вновь продвигается идея о необходимости дальнейшей поддержки ВИЭ-генерации (кроме 5 ГВт до 2024 г.), дополнительно еще 10 ГВт в период 2025—2035 гг. Это означает увеличение конечной стоимости электроэнергии для всех потребителей, кроме населения, приблизительно на 100 млрд руб. ежегодно и после 2025 г. Наконец, с истечением срока действия ФЦП по атомной энергетике неизбежно встанет вопрос о продолжении ДПМ АЭС при сооружении новых энергоблоков после 2024 г.

Президент России В.В.Путин неоднократно давал указания по ограничению роста цен на электроэнергию для конечных потребителей на уровне инфляции. Однако даже программу модернизации ТЭС невозможно реализовать, не допуская роста цен на электроэнергию сверх уровня инфляции.

Поддержка всех имеющихся механизмов финансирования инвестиционных проектов в генерации вместе с затратами на параллельную цифровизацию электросетевого комплекса (1,3 трлн руб. — только капитальные вложения без учета стоимости денег) неизбежно войдет в противоречие с требованием по сдерживанию темпов роста цен на электроэнергию для конечных потребителей. Отсюда следует, что продолжение тех или иных инвестиционных проектов во многом будет определяться лоббистскими возможностями руководителей (собственников) соответствующих генерирующих компаний и, в значительной меньшей степени, интересами потребителей, которые практически исключены из процесса принятия решений о развитии и сектора генерации, и сетевого комплекса. И далеко не очевидно, что лоббистские возможности сегодняшних руководителей ГК «Росатом» смогут оказаться сильнее аналогичных возможностей руководителей (собственников) частных и получастных генерирующих компаний ТЭС,

ГЭС и ВИЭ. Кстати, последние имеют несопоставимо бoльшие личные финансовые возможности, так как для них этот возврат десятков миллиардов рублей инвестиций по ДПМ (с 14 % годовых) является очень эффективным, безрисковым вложением финансовых ресурсов с одновременным увеличением капитализации их компаний.

С другой стороны, рост цены на электроэнергию за счет ДПМ так или иначе задевает долгосрочные интересы генерирующих компаний. Высокие цены на электроэнергию ограничивают экономический рост в стране, снижают рост электропотребления и объемы строительства новых генерирующих мощностей, соответственно ограничивают капитализацию генерирующих компаний.

В соответствии с программой ввода в эксплуатацию различных типов генерирующих мощностей по ДПМ-1 до 2019 (2024) г. можно рассчитать прогноз динамики возврата инвестиций по ДПМ АЭС и их долю в суммарном объеме по возврату инвестиций по ДПМ и других субсидий на строительство всех типов генерирующих мощностей.

На рис. 6 показана динамика возврата инвестиций по ДПМ по типам генерации в период 2011—2017 гг. (факт) и прогноз Сообщества потребителей электроэнергии (СПЭ, 2018 г.) на период 2018—2046 гг.

При расчете ДПМ АЭС учитывается, что ввод в эксплуатацию вторых энергоблоков на Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2 сдвинут соответственно на 01.01.2020 и 01.01.2022 гг. (возможно, последний срок еще будет сдвинут на 1—2 года вправо из-за ограничения роста тарифов уровнем инфляции), а ввод энергоблоков 1 и 2 на Курской АЭС-2 планируется соответственно на начало 2023 и 2025, а скорее всего на 2026—2017 гг.

Рис. 6. Динамика ДПМ по типам генерации в период 2011—2017 гг. (факт) и прогноз СПЭ (2018 г). на период 2018—2046 гг.

В период 2015—2022 гг. величина ДПМ АЭС должна увеличиться с 18,5 до 229 млрд руб. (или в 12,4 раза), при этом доля ДПМ АЭС в суммарном объеме всех ДПМ и субсидий должна увеличиться с 14 до 39 % или в 2,8 раза (рис. 6). В последующем периоде 2022—2036 гг. величина ДПМ АЭС будет находиться в диапазоне 210—230 млрд руб., а доля ДПМ АЭС будет находиться в среднем на уровне 37 %. При этом доля электропроизводства на АЭС будет оставаться на уровне не более 18—19 %, или в 2 раза меньше.

До 2035 г. (в ближайшие 16 лет) не предвидится заметный рост установленной мощности АЭС, так как вновь построенные энергоблоки замещают выводимые из эксплуатации. Такие преференции для атомной энергетики были получены предыдущим руководством отрасли в 2008 г. на завершающем этапе расформирования РАО «ЕЭС России».

Однако далеко не очевидно, что аналогичные условия по ДПМ АЭС будут получены в 2022—2024 гг., когда встанет вопрос о новом строительстве энергоблоков АЭС, замещающих 3-й и 4-й энергоблоки Ленинградской и Курской АЭС, 1, 2 и 3-й блоки Смоленской АЭС. При этом необходимо иметь в виду, что для Белорусской АЭС, первый блок которой должен будет введен в эксплуатацию в конце 2019, а второй в середине 2020 г., ее основными потребителями могут стать только российские находящиеся в зоне несения нагрузок Смоленской АЭС.