Сергей Шматко: В перспективе Калининградская энергетика станет одной из самых современных 6 июня Калининградскую область посетил министр энергетики РФ Сергей Шматко. Совместно с губернатором Георгием Боосом он провёл совещание по вопросам развития энергетики Калининградской области. В ходе совещания обсудили такие вопросы, как развитие электроэнергетики Калининградской области с учетом ввода новых генерирующих мощностей, текущее состояние и перспективы энергетики, ход реализации соглашений ОАО "Янтарьэнерго" с правительством Калининградской области, пути обеспечения надежного энергоснабжения в регионе, обсуждены предложения по развитию энергетики. Председатель правления ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС" Евгений Дод высказал мнение, что ключ к решению энергетических проблем региона - это превращение Калининградской энергосистемы в транзитирующую, что позволит получить конкурентные преимущества в Балтийском регионе. "С точки зрения перспективы проблемы энергобезопасности Калининградской области успешно решаются. Калининградская энергосистема должна перестать быть замкнутой. Планы по сооружению новых энергомощностей позволят создать избыточную генерацию и обеспечат значительный экспортный потенциал", - сказал министр. Сергей Шматко считает, что развивающаяся региональная экономика привлекает иностранных инвесторов, в том числе и в сфере энергетики. "Это обеспечит тысячи рабочих мест и сделает энергетику Калининградской области одной из самых современных", - добавил он. Также были обсуждены перспективы реализации проекта строительства Балтийской АЭС. По словам Георгия Бооса, всё идёт по плану, и о переносе сроков речи не идёт. Евгений Дод подтвердил, что пуск в эксплуатацию первого блока мощностью 1150 МВт запланирован в 2016 году, второго - в 2018. "В ходе совещания были приняты важные стратегические решения, снимающие много практических проблем. В частности, мы обсудили ввод в эксплуатацию второго энергоблока ТЭЦ-2, ввод теплотрассы, тарифы на электроэнергию. Определённые механизмы были проработаны", - сказал Георгий Боос. Как сообщили в пресс-службе областного правительства, по итогам совещания Сергеем Шматко и Георгием Боосом был подписан протокол совместного совещания по развитию энергетики Калининградской области. После чего они посетили подстанцию "Родники" в Гурьевском муниципальном районе. http://www.regions.ru/news/2219810/"Проблема неплатежей не исчезнет и после выхода экономики из кризиса" (ж. «ЭнергоРынок №5-2009 г.)^ Интервью с директором НП "Совет производителей энергии" Игорем Мироновым ЭР: Игорь Владимирович, насколько остро сегодня стоит вопрос неплатежей в электроэнергетике? Каков ваш прогноз относительно дальнейшего развития ситуации? И. М.:: Вопрос неплатежей на рынке электроэнергии достиг такого уровня, при котором его не замечать уже нельзя. На 1 января 2009 года в условиях падающего потребления абсолютное значение задолженности по сравнению с 1 января 2008 года выросло более чем в два раза. Ее среднегеометрический рост на оптовом рынке с 1 января по 1 мая 2009 года составил около 12%. Отмеченная динамика весьма негативна и позволяет утверждать, что тенденция увеличения неплатежей сохранится. Вместе с тем делать окончательные выводы преждевременно. Первый квартал является малопоказательным, в силу того, что происходит покрытие обязательств субсидируемыми субъектами, на этот процесс накладываются технические проблемы (например, перенос контрольной даты февраля на март), которые в краткосрочном периоде дают определенную погрешность. По моему мнению, о действительной динамике нарастания задолженности перед оптовым рынком можно будет говорить только к середине лета. Ситуация усугубляется увеличением неплатежей на рынке теплоэнергии. При этом энергопредприятия должны проводить летнюю ремонтную кампанию, что в отсутствие средств практически неосуществимо. ЭР: Не могли бы вы сравнить нюансы проблемы неплатежей за электроэнергию во время кризиса 1998 года и нынешнего? И. М.:: Сравнивать данные периоды некорректно. В настоящее время рынок электроэнергии принципиально иной, потребители в большинстве своем являются дисциплинированными и не рассматривают возможность неоплаты электроэнергии как норму. Кроме того, сегодняшняя экономика характеризуется совершенно другим уровнем правовой базы, позволяющей ограничивать и отключать неплательщиков, хотя, как мы знаем, это непросто. Для генерирующих компаний не имеет значения, по какой причине им не оплачивают произведенную электроэнергию - из-за мирового кризиса или неразвитости рыночных механизмов и правовой системы. Данные обстоятельства не могут служить обоснованием для поставщиков ресурсов. ЭР: Назовите, пожалуйста, основные категории неплательщиков, и кто находится в группе риска? И. М.:: Категорий неплательщиков две. Это неплательщики, которые всегда существовали на оптовом рынке - недобросовестные покупатели; и неплательщики, появление которых обусловлено разразившимся экономическим кризисом. Ко второй категории относятся энергоемкие экспортоориентированные производства, а также производители товаров инвестиционного назначения, ощутившие последствия кризиса с небольшим отставанием, но, на мой взгляд, пострадавшие в неменьшей степени. Если говорить о группе риска с точки зрения потерь от неплатежей, то прежде всего в нее попадают энергосбытовые компании. Объем задолженности на розничном рынке составляет более 85 млрд рублей. Однако следует быть объективными и признать, что неплатежи здесь были и раньше, и обусловлены они в основном существующей моделью рынка, которая способствует разрыву сроков перечисления средств в рознице и на опте. Задолженность энергосбытовых организаций перед ОРЭ составляет около 30 млрд рублей, соответственно, как минимум половина объема неплатежей на розничном рынке связана именно с кассовыми разрывами. Решение данной проблемы не может быть ограничено простым выравниванием сроков, поскольку это приведет лишь к перекладыванию бремени неплатежей со сбытовых компаний на генерирующие, которые вынуждены авансировать основную долю расходов на топливо и его транспортировку. Вопрос должен решаться комплексно, с учетом структуры платежей, как на рынках электроэнергии, так и на рынке ресурсов. ЭР: На ваш взгляд, как отразятся неплатежи на ходе реформы в отрасли? И. М.:: Следует понимать, что неплатежи в той или иной степени существовали всегда и, как ни прискорбно, не исчезнут после выхода экономики из кризиса. Причина в различном социально-экономическом положении регионов. Например, задолженность хозяйствующих субъектов Северного Кавказа перед ОРЭ составляет более 30% от общего объема задолженности всех участников. И это притом что в результате нарастания кризисных явлений в экономике доля Северного Кавказа стала уменьшаться. Таким образом, наличие неплатежей не должно сказаться на реформе в целом и темпах либерализации в частности. Моя уверенность основана на следующем обстоятельстве: если потребитель стал неплатежеспособным, то ему абсолютно безразлично, по какому договору он не оплатит электроэнергию - по свободному или регулируемому. Что необходимо делать? Совершенствовать институты рынка электроэнергии. ЭР: Какие конкретно пути выхода из замкнутого круга неплатежей вы видите? И. М.:: Для этого следует сначала классифицировать потребителей-неплательщиков - в рамках тех категорий, о которых я уже говорил. На мой взгляд, можно условно выделить три основные группы. Во-первых, это потребители, для которых положительный экономический эффект от задолженности превышает отрицательный (штрафные санкции значительно меньше процентов по депозитным вкладам и по кредитам). Во-вторых, потребители, платежная дисциплина которых дестимулирована отсутствием санкций к их конкурентам, безнаказанно кредитующимся за счет поставщиков электроэнергии и получающим таким образом дополнительные конкурентные преимущества. И, в-третьих, потребители, неплатежи которых вызваны общеэкономической конъюнктурой (то есть являются объективной данностью). Пути преодоления кризиса неплатежей не могут лежать в одной плоскости и должны быть обеспечены реализацией следующих мер: созданием стимулов для выполнения субъектами своих обязательств (что является основой функционирования рыночной экономики), а именно: упрощением и ужесточением процедуры ограничения (отключения) конечных потребителей или расторжения с ними договоров энергоснабжения; формированием условий, при которых эффект от сохранения или увеличения задолженности станет только отрицательным, прежде всего с помощью увеличения штрафных санкций до уровня, превышающего любой из альтернативных вариантов использования денежных средств; государственной поддержкой незащищенных слоев потребителей (населения, предприятий социальной сферы, ЖКХ); предоставлением энергосбытовым организациям кредитных средств (допустим, по ставке рефинансирования) или субсидий на покрытие кассовых разрывов. ЭР: По вашему мнению, какую позицию в отношении неплатежей должно занять государство? И. М.:: В сегодняшних условиях требуется достаточно жесткая позиция государства, особенно в вопросе применения санкций к неплательщикам. Возможность отключения должна быть не виртуальной мерой наказания, а реальностью. Потребителю необходимо четко осознавать, что неоплата электроэнергии приведет не только к отключению электроснабжения и приостановке операционной деятельности, но и к ощутимым штрафам за невыполнение обязательств. http://www.e-m.ru/archive/articleser.asp?aid=9464^ Реперные точки теплофикации Богданов Александр Е4-СибКОТЭС ЗАО «Изменить мир может только знание и ничто другое.» - Юкио Мисима В опубликованных ранее материалах1 об экономических основах теплофикации в России исследовалось влияние климата на централизованное теплоснабжение и котельнизацию в Омской области. Автором были предложены такие понятия, как первая и вторая реперные точки теплофикации. В развитие темы в рамках данной статьи будет проанализировано еще одно понятие - третья реперная точка теплофикации, а также рассмотрены некоторые парадоксы российской энергетики. Каждый машинист котла или турбины знает, что на коллекторах, экранных трубах котлов, паровых турбинах, паропроводах, сетевых трубопроводах установлены так называемые реперные точки. По их показаниям судят о том, насколько правильно расширяются подвесные экраны, не защемило ли паропровод на скользящих опорах, равномерно или неравномерно расширяются цилиндры паровых турбин и т. д. Почти незаметные реперные точки играют огромную роль в построении сложных систем и механизмов. Они есть везде - в геодезии, строительстве, энергетике: Эти своеобразные точки отсчета помогают точно измерить базовые показатели сложных систем. Именно по относительным точкам, или реперам, оценивается "здоровье" и правильность построения зданий, инженерных сооружений и систем. В электроэнергетике наглядным примером реперной точки, характеризующей степень "здоровья" электроэнергетической системы, является частота 50 Гц в электрической сети. По уровню частоты принимаются решения о балансе производства и потребления электроэнергии в Единой энергетической системе России в целом. В теплоэнергетике городского хозяйства главная реперная точка - температура обратной сетевой воды, по показаниям которой можно четко и однозначно судить о "здоровье" теплоэнергетической системы города. Для отопительных систем значение реперной точки равно 70 °С. Именно температурный график обратной сетевой воды служит базовым исходным документом для эксплуатационного персонала теплопотребляющих и теплоснабжающих организаций, наладчиков и проектировщиков и позволяет распутать сложный клубок взаимных противоречивых требований. Основные показатели развития энергетического комплекса города, региона и страны можно определить по технико-экономическим характеристикам, которые представлены в форме № 6-ТП "Сведения о работе тепловой электростанции" - одной из старейших форм государственной статистической отчетности. Впервые сталкиваясь с данной отчетностью, многие даже не задумываются о том, какой глубокий смысл скрыт в форме 6-ТП. Казалось бы, все просто: ТЭЦ выработала столько-то тепла, сожгла энное количество топлива, израсходовала столько-то электроэнергии на собственные нужды, удельный расход топлива такой-то. Главное - выдержать сроки, успеть оформить расчеты и сдать 6-ТП в статистическое управление. Однако при детальном анализе выясняется, что всю экономию топлива на ТЭЦ, достигающую 35-40%, по каким-то не слишком понятным причинам надо относить на удешевление электрической энергии. Но поскольку методика расчета и сведение показателей в определенную форму имеют статус государственной статистической отчетности, значит, так надо стране. Государство уже продумало, как оптимально использовать так называемый "народно-хозяйственный эффект от теплофикации", и утвердило в качестве законодательного технического норматива отчетность по формам № 3-тех (энерго) и № 6-ТП. С приобретением жизненного опыта появляется понимание того, что статистика далеко не безобидная вещь. Почему в стране с холодным климатом закрываются ТЭЦ? Почему при наличии станций, выбрасывающих в атмосферу огромное количество тепла, которого хватило бы на обогрев большого города, строятся новые котельные и потребители отключаются от действующих теплоэлектроцентралей? Кто виноват в том, что упомянутый огромный "народно-хозяйственный эффект" в условиях рыночных отношений не виден в формах статистической отчетности? Почему законодатели, руководители федеральных и региональных органов, формирующие энергетическую политику, играют в "энергосбережение" и не могут принять адекватных решений? Одной из фундаментальных причин такого положения дел является необъективная статистика. Выписка из федерального закона "Об энергосбережении" от 03.04.1996 г. № 28-ФЗ Статья 12. Государственное статистическое наблюдение за потреблением энергетических ресурсов и их эффективным использованием. Государственное статистическое наблюдение за величиной и структурой потребления энергетических ресурсов и их эффективным использованием организует и проводит уполномоченный на то федеральный орган исполнительной власти по статистике в порядке, определяемом Правительством Российской Федерации. Образно говоря, форма 6-ТП - это черно-белая картина, укрупнено показывающая состояние топливно-энергетического баланса предприятия, региона, страны. Именно на основании первичной информации, заложенной в форме 6-ТП, анализируются балансы производства энергии и мощности, прогнозируется потребность в топливе, оценивается экономичность выработки энергии, определяется состав генерирующего оборудования по каждому региону и в целом по стране. В условиях планового ведения хозяйства имеющихся показателей статистической отчетности 6-ТП было достаточно для анализа и принятия правильных и эффективных решений. Госплан СССР, понимая экономические выгоды от теплофикации и утверждая обоснованные программы развития ТЭЦ, в какой-то степени не позволял хаотично строить как локальные котельные, так и ГРЭС. С внедрением рыночных отношений контролирующая и регулирующая деятельность бывшего Госплана СССР прекратилась, в том числе в сфере топливосбережения. Существующие сегодня ведомства и министерства, формально выполняя требования Федерального закона "Об энергосбережении" № 28-ФЗ, не взяли на себя ответственность за результативное и реальное обеспечение топливосберегающей политики в России. Одной из причин перерасхода топлива в теплоэнергетике является то, что государственная статистическая отчетность по форме 6-ТП не отражает эффективность топливоиспользования при потреблении тепловой и электрической энергии от ТЭЦ, ГРЭС, котельных и не выявляет потенциал возможной экономии в регионе и в стране. Получается так, как говорил проводник Дерсу Узала из повести В. Арсеньева: "Глаза есть, видеть нет". Рассмотрим ряд примеров и парадоксов энергосберегающей политики в России. ^ Пять парадоксов российской энергетики Вот уже многие десятилетия форма 6-ТП дает лишь общую картину развития ТЭЦ и котельных в нашей стране. Одним из важнейших показателей экономичности работы тепловых электростанций является удельный расход топлива на производство электрической и тепловой энергии. Расчет вроде бы прост: делим используемое количество топлива на отпуск электроэнергии или тепла и получаем нужный показатель. Действительно, это относительно легко определить, например, для крупных ГРЭС, где удельный расход изменяется от 310 до 400 г/кВтч, или для котельных (155-170 кг/Гкал и выше). Но много это или мало не сможет сказать даже самый грамотный менеджер. ^ Парадокс № 1. Удельному расходу топлива на ТЭЦ не место в статистической отчетности "Удельные расходы топлива на ТЭЦ не являются объективными показателями совершенства ТЭЦ. Более того, их применение для формирования тарифов тормозит развитие теплофикации городов и приводит к перерасходу топлива:"2 Гораздо правильнее оценивать эффективность производства электрической и тепловой энергии по универсальному показателю - коэффициенту полезного использования топлива - (КПИТ) и по удельной выработке электроэнергии на тепловом потреблении. Так, КПИТ для ГРЭС составляет 39-30% и ниже, а для котельной - от 85 до 81% и ниже. Коэффициент показывает, что для выработки 1 единицы электроэнергии требуется 2,6-3,3 и более единиц топлива, а для производства единицы тепла - 1,08-1,18 и более единиц топлива. Это свидетельствует о том, что производство высококачественной электрической энергии - очень недешевый процесс, который обходится в три раза дороже, чем выработка тепла. Поскольку затраты на производство энергии, как правило, распределяются пропорционально топливу, то и тариф на электрическую энергию также должен быть в три раза выше, чем на тепловую! Но такой наглядный показатель, как КПИТ, почему-то не нашел достойного места в формах статистической отчетности. Парадокс! Дело в том, что реальная экономичность использования топлива в котельных не отражается в отчетности из-за отсутствия учета затрат топлива на выработку электроэнергии для нужд котельной. Так, средства массовой информации в качестве убедительного примера высокой эффективности мини-котельных постоянно приводят котлы с КПД 90-92% (155,3-158,7 кг/Гкал) и даже 94%. Учет потребности тепла на собственные нужды котельной снижает КПИТ до 85-87% (168,1-164,2 кг/Гкал). Именно эти данные и фигурируют при оценке эффективности котельной в использовании топлива. Однако и этого недостаточно. Необходимо включить еще два показателя, а именно: дополнительный расход топлива на выработку электроэнергии для нужд котельной. При этом электроэнергия должна рассчитываться как производство по реальному конденсационному способу с КПД не выше 38-35% (323-350 кг/МВтч); дополнительный, не учитываемый формой 6-ТП расход топлива на компенсацию потерь электроэнергии при ее передаче в электрических сетях от ГРЭС до котельной в 12-15%. Дополнительный прирост потребности в топливе на 1 Гкал тепловой энергии составит: ~0,035 МВт/Гкал ? 323 кг/МВт ? 0,88 = 12-14 кг/Гкал. В итоге реальный удельный расход топлива для получения тепла от котельной уже поднимется до 178-180 кг/Гкал, что соответствует КПИТ котельной 80-79%. К сожалению, существующая форма 6-ТП "скрывает" этот факт, и подавляющее большинство менеджеров и экономистов от энергетики, ориентируясь на отчетные показатели по котельным в 158 кг/Гкал, настаивают на необходимости раздельного производства тепловой и электрической энергии, отключаются от ТЭЦ и строят собственные котельные (см. первые части цикла "Котельнизация России - беда национального масштаба"). ^ Парадокс № 2. Премировать непричастных, наказать невиновных Еще сложнее определить показатель удельного расхода топлива на производство электроэнергии и тепла в случае их одновременной выработки в единой технологической установке так называемым комбинированным способом в теплофикационном режиме. После массового внедрения теплофикации совмещенный способ за рубежом стали называть когенерацией. При теплофикации (когенерации) уже нельзя прямо и однозначно рассчитать расход топлива только на электроэнергию или только на тепло. Напомним, что комбинированное потребление позволяет существенно, на 35-40%, снизить затраты топлива на производство равного количества тепловой и электрической энергии. При комбинированном способе, когда исключаются потери тепла от конденсаторов в окружающую среду, КПИТ ТЭЦ становится равным КПИТ котельной и составляет около 78-82%. Это означает, что для выработки 1 единицы комбинированной тепловой и электрической энергии расходуется всего 1,12-1,25 единиц топлива (отнюдь не в три раза больше, как было отмечено выше). Получается, что экономичность комбинированного способа производства электроэнергии против раздельного увеличивается в 2,3-2,9 раза! Но такая разница за рубежом целиком и полностью относится только на потребителя комбинированной тепловой, а не электрической энергии. У нас же в официальной статистике наоборот ~80-70% экономии топлива относится на электроэнергию и только ~20-30% - на тепло. Это и есть главный парадокс менеджмента российской теплоэнергетики - премировать заниженным тарифом абсолютно непричастных потребителей электроэнергии и наказывать невиновных, обеспечивающих потребление отработанного тепла от ТЭЦ. ^ Парадокс № 3. Игра в нормирование. Отмеряем микрометром, отмечаем мелом, отрубаем топором В настоящее время в электроэнергетике России введено жесткое нормирование технико-экономических показателей работы ТЭЦ и котельных. За пятьдесят с лишним лет советская и российская энергетика накопила огромный багаж нормативов. В Москве разрабатываются и утверждаются целые тома нормативных характеристик, нормативных удельных расходов (НУР) для какой-нибудь маленькой ТЭЦ и котельной. Нормируется и учитывается буквально все: расход электроэнергии и тепла на собственные нужды, потери электроэнергии на "корону" в электрических сетях и через тепловую изоляцию, на пуски и остановы оборудования. Производство энергии настолько обросло нормативами, что приходится "играть в нормирование". Старанием начальника ПТО норма подгоняется под факт, и форма 6-ТП, как правило, получается практически идеальной. Но даже при самом жестком нормировании суть теплофикации остается настолько расплывчатой, что и с применением инструкции сложно четко и однозначно оценить размер экономического ущерба для региона при отказе от теплофикации. Диапазон жесткого нормирования КПИТ для котельной составляет 86 +2%, для ГРЭС - 37 +2%. Для ТЭЦ же уровень КПИТ изменяется от 86 до 25%! Такой существенный интервал обусловлен уже не производством, а именно потреблением! Вот тут-то настоящие менеджеры-энергетики и должны предложить рынку абсолютно новый вид энергетического товара - комбинированную энергию с диапазоном нормирования КПИТ 84 +2%. И снова парадокс! С одной стороны, государство, введя институт жесткого нормирования при производстве энергии, контролирует экономичность топливоиспользования с уровнем воздействия +2%, а с другой - государственные регулирующие органы никак не решают вопросы нормирования потребления от различных видов источников энергии, где диапазон регулирующего воздействия увеличивается в десятки раз и КПИТ изменяется от 25 до 86%. Выходит, тратим огромные усилия на формальное нормирование и составление приемлемой отчетности - отмеряем микрометром, отмечаем мелом, а фактически - закрываем глаза на неэффективное потребление энергии, то есть, отрубаем топором. ^ Парадокс № 4. КПД производства энергии больше 100%! В таблице представлены основные технико-экономические показатели по форме 6-ТП, характеризующие уровень экономичности топливоиспользования на ТЭЦ и в котельных Омска. Небольшой анализ и перерасчет данных свидетельствует о том, что на некоторых ТЭЦ фактический удельный расход топлива ниже даже теоретически возможного эквивалента 142,85 кг/Гкал. Соответственно, КПД производства тепла на некоторых ТЭЦ выше теоретически возможной величины в 100%. Например, по официальным цифрам статистической отчетности производство тепла составляет: на ТЭЦ-3 при расходе 139,4 кг/Гкал КПД равен 102,44%; на ТЭЦ-5 при расходе 140,5 кг/Гкал КПД равен 101,84%. Парадокс, да еще какой! О каком здравом смысле можно говорить при существующем нормировании технико-экономических показателей на ТЭЦ? И можно ли при такой неадекватной статистике делать выводы о перспективах развития российской энергетики, о программе ГОЭЛРО-2? ^ Парадокс № 5. Работа котельной - бездарная потеря ресурсов На первый взгляд, котельные ТЭЦ?2, ТЭЦ-6, как и остальные котельные города, работают с достаточно высоким КПИТ - порядка 85-88% (см. таблицу). Но если то же количество тепла производить комбинированным способом, выяснится, что именно высокоэкономичные котельные и ГРЭС являются основными центрами потерь топлива. Перерасход топлива при обеспечении региона теплом от котельной ТЭЦ-2 и ТЭЦ-6 составляет 82-82,9%. Используя понятие "третья реперная точка" и показатель удельной выработки электроэнергии W = 0,75 МВт/Гкал, можно оценить потенциал топливосбережения в Омске. Несмотря на то, что в городе работают три ТЭЦ и довольно большая выработка электроэнергии на тепловом потреблении - 0,329 МВт/Гкал по ОЭГК, в целом потенциал топливосбережения равен 1 643 тыс. т у. т в год, что соответствует экономии до 29% топлива, требуемого для обеспечения тепловой и электрической энергией всего города! Потенциал производства электроэнергии на базе существующего теплопотребления жителями настолько велик, что позволяет не только отказаться от закупок конденсационной электроэнергии на оптовом рынке, составляющих ~32% от потребления (3 032 тыс. МВтч). Он может превратить регион из энергозависимого в энергоизбыточный, вырабатывающий до 13 300 тыс. МВтч и способный экспортировать теплофикационную электроэнергию (до ~42% от потребления) на оптовый рынок (3 951 млн МВтч/год). Именно благодаря географическому положению Омска и большинства российских городов, в отличие от городов западных государств, имеется уникальная возможность использовать холодный климат на благо региона и получать теплофикационную электроэнергию с затратами топлива в 2,3-2,9 раза ниже, чем на любой самой современной пылеугольной конденсационной ГРЭС в странах с теплым климатом. http://www.e-m.ru/archive/articleser.asp?aid=9474^ Энергетический загашник Вадим Пономарев, редактор отдела промышленности журнала «Эксперт Волга».Еще в советские времена Тверской области была отведена роль одного из поставщиков электроэнергии для Москвы и окружающих ее регионов. Эта миссия сохранится за ней и в будущемНачалом энергетики здесь считают 1902 год, когда заработала первая в Твери ГЭС мощностью 920 кВт. Она обеспечивала энергией трамвай, водопровод и дома городской знати. В 1912 году на текстильной фабрике Морозова была пущена первая теплоэлектростанция (ныне структурное подразделение ТЭЦ-1). И оставаться бы тверской энергетике в границах своего региона, если бы в конце 1950−х в Москве не решили сделать Тверскую область источником электроэнергии для бурно растущей столицы СССР. В 1965 году здесь запустили в эксплуатацию первый агрегат Конаковской ГРЭС (КоГРЭС), а затем — в 1984 году — первый энергоблок Калининской атомной станции (КАЭС выдает электроэнергию в восемь регионов).В итоге последние три десятка лет на зависть многим своим собратьям по федерации Тверская область энергоизбыточна — потребляет только пятую часть вырабатываемой на ее территории электроэнергии. Финансово-экономический кризис ничего не изменил — львиная доля электричества по-прежнему экспортируется за пределы региона. Более того, по мере развития в нашей стране атомной энергетики экспортная специализация региона будет только углубляться.За последние пять месяцев кризис уменьшил спрос на электроэнергию в регионах, где располагаются металлургические заводы и крупные химические производства, на 8–9% и более. Среди этих регионов и потребители тверской энергии, что привело к падению выработки электроэнергии тверскими станциями на 8,3%.Основой тверской электроэнергетики являются Конаковская ГРЭС (сейчас входит в состав ОГК-5, контролируемой итальянским концерном Enel) и Калининская АЭС (госконцерн «Росатом»). Электроэнергию также вырабатывают тепловые станции ТГК-2 (ее контролирует группа «Синтез») общей мощностью около 300 МВт. Таким образом, совокупный энергетический потенциал региона составляет около 6 ГВт, или более 30 млрд киловатт-часов электроэнергии ежегодно. Региональная энергосистема из этого количества потребляет не более 5–8 млрд киловатт-часов в год. И, по сути, в регионе сейчас нет производств, которые в среднесрочной перспективе (пять-семь лет) могли бы претендовать на существенное увеличение доли в совокупной энергомощности области.Тем не менее существуют планы увеличения энергетических мощностей Тверской области. Речь идет главным образом об атомной энергетике. Нынешней весной «Росатом» подтвердил намерение увеличить мощность Калининской АЭС еще на один блок мощностью 1 ГВт. Строительство этого, четвертого по счету, блока началось еще в 2006 году, а завершить его планируется в 2011−м. В апреле премьер-министр Владимир Путин во время посещения электростанции подтвердил намерение правительства в ближайшие десять лет довести долю атомной энергетики в России с 16 до 25–30%. Свой вклад в осуществление этих планов Тверская область внесет не только гигаваттным блоком на КАЭС, но и новой атомной электростанцией, которую предполагается разместить в Ржевском или Удомельском районе, что, с учетом экологической опасности объекта, не вяжется с планами региональных властей создать здесь мощный туристический бизнес.Запуск первого энергоблока новой АЭС установленной мощностью 1150 МВт может состояться в 2011–2015 годах. В следующее пятилетие планируется ввод еще трех аналогичных блоков. Таким образом, к 2020 году мощность станции может достигнуть 4600 МВт, и вместе с четвертым блоком Калининской АЭС это увеличит мощность энергосистемы Тверской области вдвое.Правда, есть несколько факторов, которые могут отодвинуть эти планы. По мнению специалистов, «Росатом» пока не может строить быстро. К тому же нынешний кризис уже притормозил ряд энергетических проектов по всей стране. Но это вовсе не зачеркивает перспективы энергетического кластера Тверской области. По мнению Дмитрия Баранова, ведущего эксперта УК «Финам Менеджмент», уникальное расположение области — практически посередине между Москвой и Санкт-Петербургом — всегда будет привлекать возможностью построить новые генерирующие мощности именно здесь. «Так что строительство новых мощностей в регионе продолжится, потому что здесь есть необходимые для этого ресурсы и инфраструктура, хотя и требующая существенного развития, есть кадры, наработан необходимый опыт», — говорит г-н Баранов.В этом году из госбюджета дополнительно к 73,3 млрд рублей «Росатому» выделено 50 млрд (инвестпрограмма на этот год достигает 164 млрд рублей). Кроме того, по итогам совещания с премьер-министром Путиным в Удомле атомной корпорации, видимо, разрешат выпустить инфраструктурные облигации на 26 млрд рублей и окажут помощь в получении кредитов по беспрецедентно низкой по нынешним временам ставке — менее 10%. В общем, государство готово обеспечить «Росатому» наиболее благоприятные условия, однако окупаемость проекта строительства новой атомной станции в Тверской области (с четвертым блоком КАЭС все несколько проще — там есть готовая площадка и инфраструктура) пока под вопросом. В самой области новых мощных потребителей электроэнергии пока не видно. Внешние покупатели под влиянием кризиса, скорее всего, начнут проводить политику энергосбережения с целью снижения издержек. Впрочем, запас карман не тянет — от увеличения мощности генерации электроэнергии Тверская область только выиграет.http://www.expert.ru/printissues/expert/2009/23/energeticheskiy_zagashnik/^ Бери, но не плати Людмила Колбина, редактор отдела предпринимательства журнала «Эксперт Урал».Правила оптово-розничного рынка, принятые под сценарий экономического роста, на спаде энергопотребления требуется менять.^ Александр Алсуфьев, заместитель генерального директора по сбыту электроэнергии на розничном рынке Тюменской энергосбытовой компании: «Нужно ужесточить требования к гарантирующим поставщикам второго уровня». Юрий Захаров, директор уральского филиала Агентства по прогнозированию балансов в энергетике: «Урал выйдет на объемы энергопотребления 2008 года в 2014 году». 1 июня рабочее совещание в Минэнерго РФ решило поправлять 530−й федеральный закон «Об электроэнергетике» — изменять правила функционирования оптового и розничного рынка электрической энергии, призванные защитить потребителя от неконтролируемого роста цен. Как именно менять — пока не ясно. Действующая модель рынка разрабатывалась в расчете на устойчивый рост электропотребления. На спаде она действует наоборот: даже если мощности не нужны, по правилам take or pay (бери или плати) они все равно должны быть оплачены. В российской электроэнергетике растут гигантские цепочки неплатежей. На оптовом рынке задолженность перед производителями на конец мая составляла 28,9 млрд рублей, на розничном перед гарантирующими поставщиками — 96,6 млрд рублей. Трудности с собиранием средств из-за долгов потребителей начались еще в октябре 2008 года у региональных энергосбытовых компаний. Они в свою очередь стали задерживать выплаты сетям. Добрались долги сбытов и до генерации.Проблема долгов существовала всегда, но во время кризиса задержки денег критичны: компании не могут компенсировать нехватку оборотных средств и кассовые разрывы кредитами. Между тем неплатежи грозят энергобезопасности регионов: для поддержания надежности сетевого хозяйства необходимы постоянные финансовые вложения. ^ Анна Катунова, директор по экономике Челябэнергосбыта: «Крупная промышленность получит импульс к снижению производства»На сложившуюся ситуацию есть две точки зрения. Первая: кардинально справиться с неплатежами невозможно, поскольку это своеобразный механизм защиты бизнеса в период кризиса. Они сами сойдут на нет, когда экономика стабилизируется. Вторая: избавляться от неплатежей нужно, меняя правила работы на оптово-розничном рынке электроэнергии и мощности. Журнал «Эксперт-Урал» провел 2 июня круглый стол на тему «Новые условия работы на розничном рынке, пути решения проблемы неплатежей». Мы предложили энергокомпаниям Уральского региона, сетевым, сбытовым и независимым экспертам высказаться конструктивно. ^ Локомотивы толкнули обратно — Неплатежи — это рост затрат с учетом процентов за кредит, — говорит генеральный директор ГП Свердловэнергосбыта ^ Борис Бокарев. — Задолженность сбытовых компаний на розничном рынке увеличилась до 70 млрд рублей, а на оптовом — до 50 млрд рублей. 20 млрд рублей разницы сбыты покрыли за счет кредитов под 20 — 25%. Это очень негативная тенденция. Снижение потребления привело к значительному росту цен. Средний тариф на электроэнергию увеличился на 13%, нерегулируемый, транслируемый с оптового рынка на розничный, — на 31%. Если в октябре нерегулируемая цена мощности составляла 274 тыс. рублей за МВт, то в апреле