Все токи выжали

Получив в наследство от Советского Союза одну из наиболее развитых электроэнергетических систем в мире, Украина практически ничего не сделала для повышения эффективности ее работы. В результате сегодня затраты отечественных электростанций на производство одного киловатта электроэнергии и потери в украинских энергосистемах в несколько раз выше, чем в развитых странах. Изменить ситуацию может только радикальная реформа рынка, прежде всего переход к системе формирования тарифов, учитывающей не только затраты на производство электроэнергии, но и возврат вложенных средств, отмечают эксперты.

Затратный механизм

По данным Минтопэнерго, украинские энергетики ежегодно теряют до $460 млн из-за несовершенства технологий и высокого износа основных фондов. Еще более $800 млн составляют потери вследствие изношенности энергосетей и трансформаторов. “У Украины уникально высокий уровень потерь в распределительных энергосетях — 14% против 6-8% в развитых странах”,— говорит аналитик инвестиционной компании (ИК) Concorde Capital Егор Самусенко. Старший аналитик ИК BG Capital Александр Паращий отмечает, что в зависимости от электростанции уровень потерь и потребления топлива при производстве электроэнергии в Украине на 5-25% выше норм, принятых в развитых странах. Например, удельный расход условного топлива украинскими электростанциями в 2009 году составил 351-421 г/кВт•ч, в то время как британская станция Drax расходовала около 335 г/кВт•ч. Уровень потерь в сетях в Украине почти вдвое выше, чем в странах Евросоюза, говорит руководитель отдела аналитики ИК “Велес Капитал” Лина Ольмезова. “За четыре месяца 2010 года энергетиками было дополнительно сэкономлено всего 79,3 млн кВт•ч электроэнергии. В сравнении с объемами общего производства и потребления этот показатель составляет всего лишь 0,1-0,15%”,— отмечает она.

По словам главного специалиста производственно-технического отдела “Донбассэнерго” Валерия Родионова, основной причиной нынешних высоких потерь является значительный износ основных фондов генерирующих компаний. Большинство украинских ТЭС построено в 1970-х и отработали по 150-170 тыс. ч при норме 110-120 тыс. ч. А наиболее старые котлы и турбогенераторы, например на Старобешевской и Славянской ТЭС, вводились в эксплуатацию еще в 1960-х годах и отработали по 220-250 тыс. ч.

Формально в Украине существует “Энергетическая стратегия”, рассчитанная на период с 2005 по 2030 год и призванная повысить эффективность работы энергосистемы. По словам и. о. вице-президента НАК “Энергетическая компания Украины” (ЭКУ) Александра Соловьева, “Стратегия” предполагает снижение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях до 6-7%, на что необходимо около $100 млрд. Для повышения эффективности работы генерирующих мощностей предусмотрено привлечение $50 млрд.

Видимость модернизации

Необходимость модернизации понимают как в частных, так и в государственных компаниях. Но, по словам старшего аналитика ИК Dragon Capital Дениса Саквы, активнее всего воплощают в жизнь проекты по энергоэффективности частные генерации, в то время как государственные генерации и облэнерго реализовали лишь незначительную часть проектов. “Инвестиционная программа всех украинских облэнерго в 2009 году вообще составила около $280 млн. За эти деньги просто невозможно всерьез изменить ситуацию к лучшему”,— говорит он.

Как рассказали “Коммерсанту-Украина” в Минтопэнерго, частное ООО “Востокэнерго” за последние несколько лет реализовало три крупных проекта по модернизации: реконструкцию блоков №1, 2 Зуевской ТЭС и блока №5 Кураховской ТЭС. Сейчас компания выполняет еще и второй этап реконструкции блока №7 на Кураховской ТЭС. По данным министерства, уже есть реальные результаты: на Зуевской ТЭС коэффициент полезного действия вырос с 35,1% до 36%, на Кураховской — с 31% до 35%. Удельный расход условного топлива на Зуевской ТЭС сократился с 364 г/кВт•ч до 342 г/кВт•ч, на Кураховской — с 395 г/кВт•ч до 350 г/кВт•ч. В среднесрочных планах компании — строительство блоков с использованием котлов циркулирующего кипящего слоя, а также внедрение частотных регулируемых приводов, что ориентировочно позволит сэкономить 0,3 г/кВт•ч.

Между тем НАК ЭКУ сейчас все еще осуществляет единственный проект: модернизацию блока №7 Бурштынской ТЭС с установкой современного ротора Alstom, который должен дать прирост мощности на 6% и, соответственно, уменьшить удельный расход топлива. “Мы разработали и утвердили программы сокращения потребления природного газа и оптимизации показателей работы оборудования на всех генерациях”,— поясняет Александр Соловьев. Однако, по его словам, последующее снижение технологических потерь электроэнергии в облэнерго возможно только за счет полного обновления существующих электросетей, на что нет необходимых средств.

Государство модернизирует также атомные станции. Как рассказали “Коммерсанту-Украина” в пресс-службе НАК ЭКУ, к проектам, позволяющим сократить потребление топлива, отнесли закупку в России тепловыделяющих сборок альтернативной конструкции (ТВС-А) производства ОАО ТВЭЛ. “Это позволит перейти с четырехлетнего на пятилетний топливный цикл и увеличить коэффициент использования установленной мощности энергоблоков”,— поясняют в компании. Для сохранения полезных материалов и их повторного использования в реакторах нового поколения в “Энергоатоме” намерены построить централизованное хранилище отработанного ядерного топлива для Южно-Украинской, Хмельницкой и Ровенской АЭС.

Сбор на модернизацию

Как отмечает Лина Ольмезова, ключевым фактором, который позволил бы найти источник наибольших потерь и возможные пути их снижения, мог бы стать энергоаудит отрасли. “До сих пор никто не выяснил, куда, собственно, нужно вкладывать средства в первую очередь, чтобы добиться максимального результата. В то время как во всех странах мира модернизация начинается как раз с такого анализа, что позволяет сделать инвестиции более эффективными”,— говорит госпожа Ольмезова. Так, USAID и компания ДТЭК проводят аудит сферы ЖКХ в ряде городов. Компания рассматривает также возможность аналогичного проекта для энергоснабжающих компаний.

Александр Соловьев отмечает, что значительно улучшить ситуацию в отрасли без реформ невозможно. “Правила рынка должны стать понятными и прогнозируемыми для инвестора. А цены должны отражать соотношение спроса и предложения, а не точку зрения чиновников,— говорит он.— В конечном итоге именно цена — сигнал для инвестора. Нужны долгосрочные договоры генерации с конечными потребителями”. С ним соглашаются и эксперты. “Работая со значительными убытками, как в 2008-2009 годах, или на грани прибыльности, как до 2008 года, генерации не имели средств для широкомасштабной модернизации. Привлечь средства, пожалуй, позволят лишь либерализация рынка и приватизация генерирующих компаний”,— полагает Денис Саква. Егор Самусенко отмечает, что необходимо ввести новую систему сбора денег с рынка. Самой адекватной моделью, по его мнению, является разделение тарифа на две составляющие: плату за электроэнергию, включая стоимость топлива и операционные затраты, и плату за мощность (доход на инвестированный капитал). Введение платы за мощность позволило бы оправдать инвестиции в оборудование благодаря прозрачности денежных потоков, уверен господин Самусенко.

Олег ГАВРИШ, Андрей ЛЕДЕНЕВ