Главная »  Электроэнергетика » Мировая электроэнергетика: время глобальных перемен

Мировая электроэнергетика: время глобальных перемен

Post Image

По словам Кэрол Ла Флер, члена американской Federal Energy Regulatory Commission, мировая электроэнергетическая отрасль переживает не менее радикальные перемены, чем во время массового строительства ядерных реакторов в 60-70-е годы и нефтяных шоков 70-х. Причем в настоящее время в энергетике одновременно развиваются сразу несколько масштабных процессов. Это, во-первых, резкое увеличение доли альтернативной энергетики в ряде стран, во-вторых, изменения, вызванные диспропорцией цен на уголь и природный газ, и, в-третьих, переосмысление роли атомной энергетики. С каждым месяцем переходные проблемы становятся все более зримыми, а политикам и энергетическим компаниям приходится искать ответы на очень непростые вопросы.

Рыночная ситуация

Мировой рынок электроэнергии — понятие в высшей степени абстрактное, поскольку по вполне понятным логистическим причинам можно говорить лишь о национальных и региональных рынках электроэнергии, весьма слабо связанных друг с другом. Тем не менее, в I кв. 2013 г. на многих из этих рынков наблюдались одни и те же тенденции, которые начались еще с прошлого года.

Прежде всего, мировая экономика превращается из энергодефицитной (до 2008 г.) в энергоизбыточную. Практически во всех западных странах растет доля неиспользуемых, невостребованных энергогенерирующих мощностей.

Отчасти это объясняется экономическим кризисом и деиндустриализацией западных стран, которые привели к сокращению спроса на э/э со стороны крупных пользователей. Отчасти — принимаемыми в западных странах мерами по энергоэкономии и энергосбережению. Отчасти — быстрым развитием в последние годы альтернативной энергетики, которая пользуется поддержкой властей и благодаря своему привилегированному положению теснит на рынке традиционных производителей.

В странах ЕС потребление э/э, по данным Eulectric, сократилось с 2007 г. по 2011 г. на 1.7%. В Великобритании с 2007 г. по 2012 г. произошел спад на 7.5%, Италии — на 4.3% и даже в благополучной Германии — на 3.2%. А так как снижение спроса происходит на фоне избытка предложения, цены на э/э идут вниз.

В 2012 г. средний уровень фьючерсных котировок на "базовую" э/э на год вперед в Германии составил EUR49.27 за 1МВтч, что на 12% меньше, чем в среднем за 2011 г. Прошлый год завершился достижением абсолютного минимума — EUR44 за 1МВтч. А к концу марта 2013 г. котировки опустились ниже EUR41 за 1МВтч и продолжают снижаться. Может быть, это хорошо для потребителей, но плохо для энергокомпаний, чьи доходы и прибыли падают, а сами они вынуждены сокращать инвестиционные бюджеты.

Кризис в экономике западных стран косвенно влияет и на азиатские страны, экспортирующие свои товары в США и Европу. Так, в Китае в январе-феврале 2013 г. потребление э/э возросло только на 3.4% по сравнению с аналогичным периодом годичной давности, в то время как по итогам прошлого года был зафиксирован рост на 7.5%. С учетом того, что в начале т.г. увеличилась выработка э/э китайскими ГЭС, в стране упал спрос на э/э ТЭС. В результате и Китай столкнулся с нетипичной для себя проблемой избытка мощностей, что, в частности, привело к рекордному падению цен на энергетический уголь за последние три с лишним года.

Единственным из крупных рынков, который в I кв. 2013 г. продолжал испытывать дефицит э/э, был индийский. По данным Central Electricity Authority (CEA), национального регулятора на рынке э/э, в феврале дефицит в периоды пиковой нагрузки составлял, в среднем, 7.9%, что, впрочем, представляет собой прогресс по сравнению с январскими 11.4%.

Тем не менее, у Индии свои проблемы. В перенаселенной, испытывающей заметные трудности с государственным управлением Индии нарастают противоречия между насущными потребностями экономики и населения и возможностями их обеспечения. При этом самой сложной и, зачастую, неразрешимой проблемой становится получение разрешений на строительство энергоблоков, угольных карьеров или железных дорог. В Индии практически нет свободной земли, которую не занимают населенные пункты, сельскохозяйственные угодья или охраняемые государством природные зоны.

Соответственно, в индийской электроэнергетике не хватает мощностей, электростанциям не хватает угля, который не удается ни добывать в необходимых объемах внутри страны, ни завозить из-за рубежа из-за ограниченной пропускной способности портов и железных дорог.

В январе 2013 г. правительство обнародовало безумный план строительства 292 ГЭС мощностью по 7-11 МВт на горных реках в Гималаях, против которого единым фронтом выступили местные жители, дома которых попадают в зоны подтопления, финансисты и экологи.

В общем, индийскую энергетическую проблему в обозримом будущем решить не удастся. Летом прошлого года жертвами индийских "блэкаутов", к слову сказать, крупнейших в мировой истории, стали более 600 млн человек. Очевидно, в текущем году ситуация повторится.

Кризис в мировой электроэнергетической отрасли способствует тому, что крупные компании сокращают объем инвестиций на депрессивных рынках и стараются увеличить свои капиталовложения на более перспективных.

Так, немецкие компании E.On и RWE в конце марта сообщили о сокращении своих инвестиционных бюджетов в Германии, но одновременно намереваются расширить активы на таких динамичных и быстро растущих энергорынках, как Бразилия и Турция.

Конечно, хотелось бы включить в этот список перспективных стран для инвестиций в энергетику и Украину, но пока это вряд ли возможно в силу ряда известных объективных и субъективных причин.

Источники энергии

Будучи членом Энергетического сообщества стран Юго-Восточной Европы, Украина взяла на себя обязательство постепенно внедрить у себя европейские стандарты и практики. Поэтому значительный интерес для нашей страны представляют процессы, которые в настоящее время идут в европейской электроэнергетике. Между тем, в энергетической отрасли ЕС сегодня и в самом деле происходят глубокие и, порой, весьма неоднозначные изменения.

Из-за усиления экономического кризиса и необходимости сократить бюджетные дефициты, многие страны в 2011-2012 гг. уменьшили льготы для производителей энергии из возобновляемых источников. Тем не менее, эта отрасль по-прежнему пользуется в ЕС большими привилегиями.

В частности, закупки альтернативной э/э осуществляются по "зеленым" тарифам и имеют приоритет перед энергией, полученной из традиционных источников. В ЕС по-прежнему действует программа "20-20-20", в рамках которой на альтернативную энергетику к 2020 г. должно приходиться 20% выработки э/э в регионе.

К концу 2012 г. совокупная мощность европейских ветроэлектростанций (ВЭС) существенно превышала отметку 100 ГВт, в то время как в конце 2007 г. этот показатель составлял 56 ГВт, а общая мощность солнечных электростанций (СЭС) возросла с 5 до около 70 ГВт.

К 2020 г., по оценкам еврогруппы, объединяющей операторов европейских энергосистем, на альтернативную энергетику должно приходиться более 500 ГВт. В одной только Германии планируется до 2030 г. вложить около EUR550 млрд в увеличение мощности морских ВЭС с нынешних 0.3 ГВт до 25 ГВт.

В той же Германии (а также Италии) в прошлом году возникали ситуации, когда вся потребность страны в э/э, и даже больше, обеспечивалась за счет альтернативных источников. Однако это, с одной стороны, ставит в сложное положение традиционных производителей э/э, чьи мощности становятся не востребованными, а с другой, выдвигает повышенные требования к пропускной способности энергосетей, которые в течение дня должны обеспечивать значительные энергоперетоки из одних регионов и стран в другие.

По оценкам американской Boston Consulting Group, развитие альтернативной энергетики в ЕС ставит перед местными энергосистемами ряд вопросов, на которые пока не найдено однозначных ответов. Сейчас в отрасли пока что происходит накопление и осознание проблем. Время решений наступит позже.

Как отмечают эксперты из Boston Consulting Group, благодаря увеличению доли альтернативных источников, европейский энергорынок становится более сложным, менее стабильным и более уязвимым. При падении оптовых цен на э/э происходит увеличение тарифов для конечных потребителей и растут риски для энергетических компаний.

Прежде всего, резко увеличиваются требования к энергосетям. Они должны быть более тесно интегрированы как на локальном, так и на межгосударственном уровне, чтобы иметь возможность принимать э/э от большого числа небольших и нестабильных генераторов. При этом многие мелкие потребители могут время от времени становиться поставщиками, сбрасывая в сеть излишки э/э, полученной от солнечных батарей или ветряков.

Чтобы такие сети могли функционировать, необходимо массовое внедрение технологий smart grid ("интеллектуальных" сетей), разработка новых, более жестких стандартов безопасности, а также систем максимально гибкого реагирования, отслеживающих и гасящих колебания в объемах предложения э/э. Спотовая торговля э/э тоже должна быть максимально приближена к режиму реального времени.

Пока европейские страны еще серьезно не брались за решение этих проблем. Известно лишь, что для создания такой сети в общеевропейских масштабах понадобятся годы и сотни миллиардов евро.

Между тем, государства сейчас не имеют "лишних" средств, чтобы возглавить этот инвестиционный процесс, небольшие компании, занятые в отрасли альтернативной энергетики, не имеют для этого возможности, а крупные корпорации считают такие капиталовложения слишком долгосрочными и чересчур рискованными. В частности, E.On и RWE намерены сократить инвестиции в морскую ветроэнергетику именно из-за очень высоких затрат на сетевую составляющую проектов.

Влияние альтернативной энергетики на стоимость э/э является двояким. Как отмечает Boston Consulting Group, ее поставки осуществляются фактически вне рынка, в то время как обороты свободной торговли э/э, полученной из традиционных источников, сокращаются.

По сути, европейские страны приходят к тому, от чего в свое время ушли — к регулируемым поставкам э/э по ценам, определяемым государством. Традиционной э/э нужно все меньше, поэтому цены на нее падают, соответственно, снижается и рентабельность этой отрасли.

В то же время, для конечных потребителей эти цены растут, так как властям приходится компенсировать все больше затрат от покупки альтернативной энергии по "зеленым" тарифам. В Германии доплата, за счет которой субсидируется национальная альтернативная энергетика, возросла с 1.01.13 г. с 3.6 до 5.3 евроцентов за 1 кВтч. Сегодня на нее приходится более 20% тарифа на э/э для домохозяйств.

По оценкам Boston Consulting Group, в ближайшие 20 лет стоимость э/э для потребителей в Европе будет постепенно расти, пока она не сравняется с себестоимостью выработки альтернативной э/э. За это время тарифы для домохозяйств возрастут примерно в 2-2.8 раза по сравнению с текущим уровнем (без учета инфляции). В то же время, доходы населения европейских стран, по крайней мере в ближайшие несколько лет, будут, в среднем, стагнировать или снижаться.

Чтобы смягчить последствия роста цен для малообеспеченных слоев населения, власти ряда европейских стран предлагают различные программы. В начале т.г. было объявлено о разработке соответствующих планов в Германии и Великобритании.

Немецкое правительство, в частности, хочет давать беднякам бесплатные консультации по энергосбережению. В Великобритании также собираются внедрять специальные решения по экономии энергии, рассчитанные на "энергетических бедняков" — тех, кто тратит на отопление более 10% дохода. В 2010 г. в стране насчитывалось почти 5 млн таких семей.

Но наиболее насущной в последние месяцы стала проблема с традиционными источниками энергии. Энергокомпании испытывают все более серьезные трудности из-за избытка генерирующих мощностей и падения оптовых цен на э/э, и решают их посредством вывода из строя части активов. В I кв. 2013 г. этот процесс ускорился. Все более насущной для мировой энергетики становится и проблема выбора между природным газом и углем.

Уголь против газа

Диспропорция между углем и природным газом, используемыми для генерации э/э, возникла еще в 2012 г., когда мировые цены на уголь резко упали из-за увеличения его экспорта из США и Индонезии, а газ в целом остался на достаточно высоком уровне.

В конце 2012 г. разница в себестоимости э/э, полученной на газовых и угольных энергоблоках, превысила EUR20/МВтч, а в I кв. 2013 г., когда цены на уголь в Европе упали до самого низкого уровня более чем за три года, еще возросла. По данным Bloomberg, в марте в Германии сжигание дорогостоящего газа приносило энергокомпаниям убыток EUR18.35/МВтч, в то время как угольные энергоблоки оставались прибыльными.

Проблема усложняется тем, что сейчас традиционные источники э/э все чаще используются как резервные, подстраховывая при необходимости ВЭС и СЭС. Так, если в 2008 г. газовые электростанции в Испании простаивали в среднем 49% времени, то в 2012 г. этот показатель возрос до 81%. У французской группы Gas de France Suez простои в начале т.г. достигали 75%. Но чем ниже загрузка энергоблоков, тем ниже их рентабельность. Поэтому энергокомпаниям приходится останавливать часть мощностей.

"Европейская тепловая генерация в кризисе. В ней существует значительный избыток мощностей", — заявил в конце февраля генеральный директор Gas de France Suez Жерар Местралле, когда его компания приняла решение об остановке нескольких газовых энергоблоков. Аналогичным образом поступили в I кв. 2013 г. и ряд других европейских компаний — в частности, E.On и британская Centrica.

По оценкам специалистов швейцарского инвестиционного банка UBS, в Европе нужно закрыть 30% мощностей ТЭС, причем в первую очередь под сокращение подпадут газовые энергоблоки. По данным Bloomberg, в марте 2013 г. они были однозначно убыточными в Германии, Франции, Нидерландах, Испании, Чехии и имели минимальную положительную рентабельность в Великобритании.

Место природного газа в европейской энергосистеме занимает более дешевый уголь. Использование его для получения э/э стало еще более выгодным благодаря беспрецедентному падению котировок на разрешения на эмиссию углекислого газа. В январе 2013 г. они упали до рекордно низкого уровня — менее EUR3/т, а завершили I кв. на отметке EUR4.4/т.

Когда в Европе несколько лет тому назад вводили систему биржевой торговли правами на выбросы, предполагалось, что она будет способствовать переходу с угля на более оптимальный с природоохранной точки зрения природный газ, при сжигании которого образуется значительно меньше CO2. Однако вышло все наоборот.

Причиной падения цен на права на выбросы стал все тот же экономический кризис. Промышленное производство в ЕС сократилось (одна только выплавка стали упала почти на 20%), соответственно, уменьшились и выбросы CO2. Свою лепту в это уменьшение, естественно, внесло и развитие альтернативной энергетики, приведшее к снижению загрузки традиционных энергоблоков ТЭС. Поэтому, скорее всего, стоимость разрешений на эмиссию останется низкой и в обозримом будущем.

В результате власти ЕС оказались в двусмысленном положении. Энергетическая политика ЕС предусматривает замену альтернативными источниками как раз угольных мощностей, а объективная рыночная ситуация диктует прямо противоположное.

На состоявшемся в начале марта заседании рабочей группы, созданной специально для разрешения этого противоречия, было предложено немного изменить правила игры, установив для европейских стран более жесткие нормативы по снижению выбросов CO2, чем было изначально предложено на период 2013-2020 гг., или отменив часть уже выданных бесплатных разрешений на выбросы.

Оба предложения вызвали резко негативную реакцию промышленников, для которых увеличение стоимости разрешений означает новый рост затрат во время экономического кризиса, и возражения правительств Германии и Польши, чья энергетика в значительной мере основана на использовании угля.

Тем не менее, многие эксперты полагают, что нынешний "угольный ренессанс" в Европе имеет кратковременный характер. Согласно одной из директив ЕС, энергокомпании должны до 2016 г. закрыть устаревшие угольные энергоблоки, не отвечающие новым жестким стандартам, или установить на них дорогостоящее оборудование, позволяющее сократить выбросы до необходимого минимума.

Немецкие компании, в основном, замещают старые блоки новыми, использующими самые современные природоохранные технологии, но в таких странах, как Великобритания и Польша, проблема замены закрываемых ТЭС очень актуальна.

Оптимальным решением было бы, разумеется, возвращение к газовым энергоблокам, но для этого европейцам жизненно важно добиться снижения стоимости газа. Поэтому в обозримом будущем, вероятно, усилится давление властей ЕС на "Газпром" с целью ликвидации нынешней системы долгосрочных контрактов, основанных на привязке цен на газ к нефтяным котировкам.

В США, где цены на газ в прошлом году упали до беспрецедентно низкого уровня, а доля самого газа в энергосистеме стремительно растет за счет сокращения доли угля, иные проблемы. Появление десятков новых газовых энергоблоков выявило все более острую нехватку инфраструктурных мощностей. В США, как оказалось, недостаточно густая сеть линий электропередачи и газопроводов, из-за чего возникают все более сильные региональные диспропорции, а цены на локальных рынках порой совершают резкие скачки.

Так, этой зимой стоимость газа в Новой Англии в восемь раз превышала средний уровень по стране. Летом текущего года в Техасе, где разрабатываются крупные месторождения сланцевого газа, ожидаются резкие скачки спотовых цен на э/э. Местный регулятор в марте повысил предельную цену на летнюю спотовую э/э с $4500 до $5000 за 1МВтч.

Причем, как решить эту проблему, пока не ясно. Американские рынки электроэнергии и газа либерализированы, и в масштабах страны достаточно фрагментированы. Крупные капиталовложения в инфраструктуру при такой системе маловероятны, поэтому американские специалисты призывают федеральное правительство и администрации штатов взять развитие сетей под свой контроль.

Американских специалистов беспокоит и постепенное повышение цен на газ. В конце марта котировки на Henry Hub превысили $4 за миллион БТЕ (около $143 за 1 тыс куб м). Это, конечно, очень дешево по сравнению с Европой, но вдвое больше, чем в тот же период годом ранее.

Рост добычи сланцевого газа в США прекратился еще в прошлом году из-за ее нерентабельности, так что цены, очевидно, будут продолжать рост. По крайней мере, ведущие американские региональные энергокомпании ожидают этим летом подорожания газа на 35-60% по сравнению с прошлым годом.

Ядерная реакция

Проблемы с углем и газом способствуют тому, что многие страны снова уделяют внимание атомной энергии. Со времени аварии на японской АЭС "Фукусима-1" прошло уже более двух лет, и ее последствия воспринимаются уже не так остро.

Конечно, правительства таких стран, как Германия, Швейцария или Япония, которые в 2011 г. по горячим следам заявили об отказе от ядерной энергетики, не будут отменять принятые решения. Но в некоторых других странах эта тема в начале 2013 г. снова появилась на повестке дня.

По данным Global Data, около 45 стран мира, в настоящее время не использующих атомную энергию, по меньшей мере, рассматривают возможность строительства собственных ядерных энергоблоков. В таких государствах, как Польша, Турция, ОАЭ, уже разработаны конкретные проекты, требующие лишь утверждения государственными органами. Будут, безусловно, продолжать развитие атомной энергетики Россия, Китай, Индия.

Правительство Великобритании в середине марта утвердило проект французской группы EDF Energy, которая собирается построить на юго-западе страны первый новый атомный реактор за последние 20 лет. По словам британского министра энергетики Эдварда Дейви, последним нерешенным вопросом остается определение минимальной стоимости э/э для АЭС.

Руководство EDF Energy, которая намеревается потратить $21 млрд на строительство станции, хочет получить гарантированную рентабельность вложенного капитала на уровне 10%, что кажется слишком высоким показателем для британских властей.

По мнению специалистов, на уступки все же придется пойти правительству. До 2025 г. Великобритании необходимо будет вывести из строя устаревшие энергоблоки, на которые сегодня приходится 40% выработки э/э в стране. Очевидно, без строительства новых АЭС проблему адекватной замены этих мощностей не решить.

В то же время, в Eurelectric сомневаются, что в странах ЕС в обозримом будущем вообще можно будет строить новые атомные энергоблоки. После "Фукусимы" европейские власти ужесточили требования, предъявляемые к безопасности новых станций, что существенно удорожает их строительство.

Сооружение двух новых АЭС в Финляндии и Франции уже серьезно отстает от плановых сроков, а стоимость строительства с момента его начала возросла вдвое или примерно на EUR9 млрд (на две станции). При низких котировках на европейском оптовом рынке электроэнергии атомные проекты в ЕС будут попросту нерентабельными или финансово обременительными для государств (при установлении гарантированных минимальных цен).

По этой же причине специалисты сомневаются в возможности реализации хотя бы одного из более полутора десятков проектов строительства атомных энергоблоков, которые находятся на рассмотрении американской Nuclear Regulatory Commission. Низкие цены на газ и, соответственно, электроэнергию в США, быстрое расширение мощностей газовых, ветровых и солнечных станций делают сегодня атомную энергетику в стране невостребованной.

Такие широкомасштабные процессы и радикальные изменения, как те, что происходят в настоящее время в европейской и мировой энергетике, идут достаточно медленно и зачастую малозаметно для окружающих. Однако перед энергокомпаниями и политиками уже поставлены новые проблемы и новые вызовы, и от того, какие на них будут найдены ответы, зависит будущее отрасли на много лет вперед.