CC BY
23УДК 621.311 (430)
Н.С. Гриб, А.И. Цикорин1
ПОГНАЛИСЬ ЗА ВЕТРОМ - ПЕРЕШЛИ НА УГОЛЬ
В начале 90-х годов прошлого века с целью улучшения экологической обстановки страны Западной Европы инициировали снижение выбросов загрязняющих веществ и ввели институт торговли квотами на выбросы СО2 и другие вещества. Место угольной генерации начали занимать газовые ТЭС, АЭС, ветровые и солнечные станции. В 2008 г. в Евросоюзе начался экономический кризис и спрос на электроэнергию перестал расти. Цены на газ после непродолжительного падения в 2009 г. снова выросли. А квоты на выбросы СО2 обесценились. Дотации на ВИЭ путем дополнительного налогообложения переложили на газовую энергетику. Круг замкнулся - в 2013 г. порядка 50% электроэнергии Германии вырабатано на угольных станциях. Уголь вернули в режим базовой загрузки и, вопреки всем декларациям, замещение атомной генерации происходит за счет включения ТЭС на самом низкокалорийном, самом грязном, но зато самом дешевом местном лигните (буром угле)...
Ключевые слова: Германия, энергосистема, электроэнергетика, выбросы СО2, угольные ТЭС, ВИЭ, ЕС, стратегия развития, рынок электроэнергии.
Энергосистема Германии: 40 лет трансформации
Рынок электроэнергии Германии - крупнейший в Европе с потреблением 521,5 млрд кВтч в 2012 году. За прошедшие 40 лет, по данным МЭА, спрос на электроэнергию вырос в 1,7 раза. Причем структура потребления претерпела существенные изменения: доля промышленности сократилась до 44% в 2011 г. с 57% в 1973 г., тогда как доля коммерции и услуг удвоилась и составила почти 25%. При этом доля населения практически не изменилась (+1,1%) и составляет 26,2%.
Энергосистема Германии развивается теми же темпами, что и потребление: в 2012 г. установленная мощность составила 172 ГВт, по данным Энергетического агентства Германии (DENA). При этом доминирующее положение в энергосистеме по-прежнему занимает традиционная генерация - 97 ГВт. Политика дотаций возобновляемых источников энергии (ВИЭ) приносит свои плоды: установленная мощность ВИЭ в 2012 г. составила 75 ГВт, а к 2020 г. может достичь 110 ГВт.
Для более корректного отражения ситуации на рынке рассмотрим структуру производства, а не установленных мощностей, поскольку в
Установленная мощность традиционных станций в 2012 г.
Установленная мощность ВИЭ в 2012 г.
■ каменный уголь
■ бурый уголь
■!_ природный газ
■ АЭС другие
8,2*?.
4,8%
■ ветряки на суше □ фотогальваника
■ биомасса
■ ветряки в воде
■ ГЭС
Источник: DENA.
Рис. 1. Установленная мощность энергосистемы Германии на конец 2012 года
1 Наталья Станиславовна Гриб - руководитель Аналитического центра ООО «Газпром энергохолдинг», e-mail: n.grib@gazenergocom.ru; Александр Ильич Цикорин - аналитик Аналитического центра ООО «Газпром энергохолдинг», к.э.н.
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
■ ГЭС ■ АЭС ■ Бурый уголь 1 Каменный уголь ■ Газ иГАЭС ■ Ветер ■ Солнце
Источник: Fraunhofer Institute, February 2013.
Рис. 2. Профиль нагрузки в Германии в феврале 2012 года
последние несколько лет серьезно изменились коэффициенты использования установленной мощности (КИУМ) разных видов генерации. Атомные станции, ГЭС и ТЭС на местном лигните (буром угле) работают в базовой загрузке, ВИЭ и ТЭС на каменном угле используются в полупиковых режимах, а газовые станции востребованы в пиках, тогда как КИУМ газовой генерации не превышает 10-20% в зависимости от сезона. В 2012 г. в Германии было произведено 617,6 млрд кВтч, что в 1,6 раза больше, чем в 1973 году.
В зимний период максимумы нагрузки доходят до 75-80 МВт, и в режиме базовой загрузки работают ГЭС, АЭС и ТЭС на буром угле (рис. 2). Одновременно практически в базовый режим переводятся более дорогие ТЭС на каменном угле. Газовые ТЭС загружаются в полупиковых режимах и конкурируют с ТЭС на каменном угле и с ветряками. Солнечные батареи фактически не работают. Диапазон пиковых нагрузок, покрываемый ГАЭС, ТЭС, ветряками и фотогальваникой, составляет 20-30 МВт.
Летом пиковые всплески более скоротечны, максимумы значительно ниже - до 70 МВт (рис. 3). В базе загружаются ГЭС, АЭС, ТЭС на буром угле. Как видно, в периоды пиков и полупиков произошло фактическое вытеснение газовой генерации каменным углем и фотогальваникой. Тем самым газ и ветер летом фактически не востребованы и обеспечивают нагрузку в диапазоне 5-10 МВт.
Лидерство, по данным МЭА, в 2012 г. прочно удерживает угольная генерация - 46,4% (25% выработаны на немецком низкокалорийном буром угле и 21,4% - на высококалорийном, в основном импортном, каменном). Второе место в прошлом году впервые заняла альтернативная энергетика по сумме электроэнергии, произведенной фотогальваническими панелями, ветряками, установками на биотопливе и отходах -16,5%. Тем самым АЭС оказались смещенными на третье место с долей выработки 16,1%. Природный газ занял всего 11,3% в объеме производства электроэнергии, биотопливо и отходы -7,7%, ГЭС - 4,5%.
МВт
60,000
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Источник: Fraunhofer Institute, February 2013.
Рис. 3. Профиль нагрузки в Германии в августе 2012 года
Доля угольной генерации в объеме производства электроэнергии Германии всегда была высокой. Подобная структура генерации в историческом разрезе характерна для многих крупнейших экономик мира: США, Китая, Канады, Южной Кореи, Австралии, Израиля и др. Прирост потребления угля в энергетике Германии с 1973 г. составил немного - 9% в абсолютном выражении. Пик роста угольных ТЭС в Германии пришелся на 1990 г. (321,6 млрд кВтч), после чего были приняты Европейские квоты на выбросы СО2 и потребление угля из года в год снижалось вплоть до 2011 г. (272 млрд кВтч), и лишь в 2012 г. снова начало расти (286,4 млрд кВтч). Принятие правительством Германии в 2011 г. решения о закрытии ядерной энергетики и последовавшее за этим исключение из энергобаланса 8-ми АЭС привело к замещению урана углем. В 2012 г. из России в Германию было поставлено 562 тысячи тонн антрацита (по данным «Металл-Курьер»), из которых 70% пошло на нужды электроэнергетики. В 2011 г. таких поставок не было.
Потребление газа в генерации Германии с 1973 г. выросло на 41,5% в абсолютном выражении. Пик выработки электроэнергии на газе пришелся на 2010 г. (86,8 млрд кВтч), но с тех пор мы наблюдаем ежегодное сокращение его доли с 13,8% в 2010 г. до 11,3% в 2012 г. в общем объеме производства. И этот тренд пока не удается переломить.
В 2012 г. ветряки и фотогальванические панели выработали 74 млрд кВтч, превысив показатели газовых ТЭС - 70 млрд кВт.ч. Если принять во внимание, что на закупку газа Германия в 2012 г. потратила 14 млрд евро, а на строительство ветряных мельниц и солнечных батарей - 20 млрд евро, а в 2013 г. диспропорция не сократилась, то данный результат выглядит логичным следствием проводимой властями Германии энергополитики.
Пикразвития атомной энергетики пришелся на 2000 г. (169,6 млрд кВтч). Однако после закрытия 8-ми АЭС, производство энергии из урана в 2012 г. упало на треть (99,5 млрд кВтч). И после запланированной остановки еще одной АЭС в 2015 г. будет продолжать снижаться вплоть до вывода всех АЭС до конца 2022 года.
Выработка электроэнергии на мазуте за последние 40 лет сократилась почти в 5 раз до 9,5 млрд кВтч в 2012 году. Очень четко просматривается желание официального Берлина
реализовать политику импортозамещения в электроэнергетике: вместо дорогого природного газа и каменного угля производителям рекомендовано использовать отечественный бурый уголь и климатические преимущества страны. За последние три-четыре года произошло существенное изменение структуры профиля нагрузки (см. рис. 2, 3). В 2009-2012 гг. в Германии было введено 26 ГВт мощностей фотогальванических панелей, примерно столько же - ветряков. Причем властям удалось привлечь к этому процессу малый и средний бизнес. Структура собственности ВИЭ такова: 39,3% принадлежит индивидуальным предпринимателям, 21,2% -фермерам, 19,2% - малому и среднему бизнесу, 8,3% реализовано на принципах проектного финансирования, еще 8,1% - инвестиционным фондам/банкам, 3,7% - муниципальным и региональным органам, 0,2% - вертикально-интегрированным компаниям (ВИНК). Впрочем, доминирование малого бизнеса привело к той излишней степени экономии, когда в поисках ценового преимущества страдает качество и снижается надежность системы. В итоге рынок наводнили дешевые китайские фотогальванические панели, которые по сути дела и составляют конкуренцию российскому газу. Германия начала экспортировать технологии производства электроэнергии из ВИЭ и сейчас является крупнейшим экспортером в мире установок на биогазе.
Состояние энергосистемы по результатам II-III кварталов 2013 года
В 2013 г. тренды последних двух лет сохранились: угольные станции увеличили свое доминирование - в то время как выработка электроэнергии на газовых ТЭС сократилась. В 2013 г. доля угольной генерации в структуре выработки электроэнергии повысилась примерно до 50%, тогда как доля газовых ТЭС по итогам года, по данным Platts, должна снизиться до 10% из-за невостребованности даже самых технологически прогрессивных установок. Газовые ТЭС используются в Германии только для покрытия нагрузки в пиковые периоды и для балансировки нагрузки в энергосистеме.
Выработка угольных ТЭС за 9 месяцев 2013 г. увеличилось на 5% к тому же периоду прошлого
130 120 : 110 100 90 ■ 80 70 60 50 40
Электроэнергетика
Уголь
Газ
i S § i о I к е m m не р а 2 CL >S С 03 03 2 Q ^ S3 Ф s s U 1- к * кое Oíd m m не р а 2 CL >S I С 03 О со 2 i i и Я ® ГО O
2011 2012 2013
Источник: Thompson Reuters DataStream.
Рис. 4. Динамика изменения индекса цен (%) на уголь (API 2 CIF ARA), газ (TTF Hub) и электроэнергию (биржа EEX) в 2011-2013 годах
года до 189,4 млрд кВтч. Причем прирост был настолько значительным (+8,4 млрд кВтч), что полностью перекрыл падение производства на газовых ТЭС и ветряках вместе взятых. К слову, выработка электроэнергии на газе сократилась за 9 месяцев 2013 г. на 18% (-6,5 млрд кВтч) до 29 млрд кВт ч. Впервые этот показатель оказался даже ниже уровня производства ветряками в 29,9 млрд кВт.ч, но пока еще выше фотогальваники с ее 26,2 млрд кВтч. За тот же период АЭС сократили производство на 2,6% до 66,7 млрд кВтч, а ГЭС - повысили до 13,2 млрд кВтч. Потребление электроэнергии в первом полугодии в Германии снизилось на 1,6%. Лето не было жарким, осень также была теплее обычного. Что добавляет веса и реалистичности выводам Platts о возможном снижении доли газовой генерации.
Для понимания причин преимущества топливной конкуренции достаточно взять краеугольный принцип энергетики: самая дешевая генерация имеет максимальные перспективы роста. Так было в 90-е годы прошлого века и в начале 2000-х, когда при поддержке федерального правительства Германии развернулось масштабное строительство газовых ТЭС. Так происходит и сегодня. Пока цены на газ с привязкой к нефти по-прежнему тяготеют к 400 долл./тыс. м3, цены на уголь продолжают свое двухлетнее падение на 40% и достигают трехлетнего минимума 4 октября 2013 г. (82 долл./т).
Станции на немецком буром угле (лигните) имеют преимущество на рынке во многом из-за низких цен на выбросы вредных веществ - 4-5 евро/т (в 2011 г. - 20 евро/т). Установлен-
Источник: Platts.
Рис. 5. Очищенный дарк-спред (выручка от продажи электроэнергии минус стоимость угля и оплата квот на выбросы СО2 евро/МВт-ч) в Германии в 2013 году
Евро/МВтч 0
1 -2
-4 -6 1 ГЦ, л/ у Хл/ \ L
-10
-12 Янв. Фев. Мар. Апр. Май. Июн. Июл. Авг. Сен. Окт. Ноя. Дек.
Источник: Platts.
Рис. 6. Очищенный спарк-спред (выручка от продажи электроэнергии минус стоимость газа и оплата квот на выбросы СО2 евро/МВт-ч) в Германии в 2012 году
ная мощность ТЭС на лигните - 20 ГВт, из них 3 ГВт были построены в 2012-2013 гг. и работают практически 24 часа в сутки. Старые угольные блоки в большей степени становятся ценозамыкающими станциями. Хотя они более интенсивно выбрасывают СО2 по сравнению со станциями на каменном угле.
Уголь выигрывает межтопливную конкуренцию у газа. Дошло до того, что в 2012 г. в Германии и Нидерландах все газовые станции оказались убыточными, несмотря на высокие цены на электроэнергию для конченых потребителей. В 2013 г. эта тенденция лишь усугубилась: отрицательный спарк-спред в Германии превысил -16 евро/МВт.ч.
Дельта между очищенными от CO2 дарк-спрэдом (уголь) и спарк-спрэдом (газ) на основе форвардных контрактов на год вперед по поставке электроэнергии, угля, газа и СО2 осенью 2013 г. выросла до 25,35 евро/МВт.ч. Это означает, что прибыль от выработки электроэнергии на угольных станциях с поставкой в 2014 г. достигла своих максимальных значений в этом году. По данным Platts на 07 октября 2013 г., очищенный дарк-спрэд по контрактам на год вперед на Европейской энергетической бирже EEX составил 9,18 евро/МВт.ч. В отличие от него очищенный спарк-спрэд продолжал падать и на ту же дату составил -16,17 евро/МВт.ч, красноречиво отражая сложное положение газовой генерации в Германии даже для самых современных станций. Для того чтобы переключение на газовую генерацию стало рентабельным, стоимость
квот на выбросы должна находиться в коридоре 20-40 евро/т.
Каковы перспективы природного газа в электроэнергетике Германии? Превратится ли он целиком и полностью в балансирующее топливо или вернет себе утраченные позиции экологически чистой и технологически прогрессивной энергетики в режиме базовой загрузки? И сколько потребуется газа для энергосистемы Германии в первом и втором случаях?
Стратегия развития энергетического сектора на краткосрочный и долгосрочный периоды до 2050 года
Энергосистема Германии избыточна. Располагаемый объем мощности достаточен для покрытия спроса в кратко- и среднесрочной перспективе до 2018-2020 гг., даже если в этот период не будут построены новые станции. При этом, по данным DENA, только установленные мощности ТЭС прирастут к 2022 г. гарантированно на 17 ГВт (есть проекты строительства ТЭС на 19,3 ГВт к 2020 г., но не все они получили разрешение на строительство и признаны рентабельными). А еще можно добавлять к ним 20-35 ГВт со стороны ВИЭ.
Так, до 2015 г. запланирован ввод 7,6 ГВт угольных мощностей, причем 4 ГВт - в I квартале 2014 года. Среди крупных проектов можно выделить станцию компании Vattenfall (Гамбург, 1640 МВт), RWE (Хамм, 1600 МВт) и GKM (Манхейм, 911 МВт), Steag (Дуйсбург, 725 МВт)
и GDF Suez (Фильхельмсхавен, 800 МВт). Ввод станции RWE в Хамме был отложен на март 2014 г. по причине технических сбоев при запуске. При этом все станции должны быть введены с высокой степенью вероятности. До 2020 г. планируется построить всего 10,9 ГВт угольных мощностей.
Планы по вводу газовых мощностей не менее обширны и составляют 8,4 ГВт до 2017 года. Хотя из-за рыночной конъюнктуры больше половины проектов останутся на бумаге. Строительство 2,2 ГВт уже признано экономически нецелесообразным, еще 3,4 ГВт имеют минимальные возможности на реализацию. В период до 2017 г. с высокой степенью вероятности будут построены всего лишь 1,04 ГВт установленных мощностей, средние шансы имеют еще 1,83 ГВт.
В 2012 г. строились всего 3 газовых ТЭС против 8 угольных. Среди проектируемых до 2020 г. - большинство газовых, но реализация каждой третьей - под вопросом. Правительство А. Меркель под давлением партии зеленых в 2011 г. приняло решение (третье за 10 лет - после попыток в 1998 и 2003 гг.) о немедленном закрытии 8-ми АЭС. Что и было сделано. Еще 12 ГВт ядерной установленной мощности должны быть остановлены в период 2015-2022 гг. Ряд экспертов высказывают сомнение относительно того, будет ли реализована эта стратегия, но существующая в обществе постчернобыльская фобия, умноженная последствиями аварии на Фукусиме, резко повышает вероятность реализации данных планов.
Плановые вводы электростанций ВИЭ в Германии, даже если их будет на треть меньше запланированных 35 ГВт в 2020 г., в соответствии с урезанным на 30% в 2012 г. финансированием фотогальванических проектов, дадут прирост мощностей ВИЭ вдвое больший, чем у ТЭС. Принятая Евросоюзом в 2008 г. Энергостратегия «20:20:20» предполагает в качестве одной из трех основных целей увеличение к 2020 г. доли ВИЭ до 20% в конечном потреблении первичной энергии (а также сокращение выбросов СО2 на 20%). Именно этот документ является одним из сильнейших драйверов развития солнечной и ветровой генерации в Германии - лидера ЕС по установке фотогальванических панелей в последние годы.
Не меньшее значение имеет Энергостратегия Германии до 2050 г., принятая до 2010 г., предусматривавшая полный переход на ВИЭ, отказ от угольных и газовых станций на 100%. Однако после принятия правительством Германии постановления об отказе от АЭС в 2011 г., в документ были внесены существенные поправки: станции ВИЭ в 2050 г. должны будут обеспечивать 80% производимой в Германии электроэнергии. На долю угольной и газовой генерации останется балансировка нагрузки в системе - 20%.
Для реализации Энергостратегии-2050 правительству Германии необходимо решить две серьезнейшие задачи: построить энергомост между севером с его неограниченными возможностями создания ветровых ферм и про-мышленно развитым югом страны, а также создать стратегический резерв мощности за счет введения механизма оплаты мощности. Представленный общественности в 2008 г. проект закона о расширении сетей «Энергомост» (Energieleitungsausbaugesetz - EnLAG) получил поддержку в самых широких слоях населения. Однако в процессе его реализации слишком масштабная стоимость проекта в 200 млрд евро стала причиной роста цен на электроэнергию в стране и породила целую волну критики данного направления в энергополитике. Вторая задача также пока не получила одобрения относительно способов ее решения.
Общеевропейский вектор «зеленной генерации».
Роль и место Германии
Среди стран Европы несомненным лидером по вводу мощностей солнечной генерации является Германия. К энергосетям в стране ежегодно подсоединяют до 5-6 ГВт новых мощностей. Несмотря на замедление темпов ввода солнечных мощностей в 2012 г., общая доля Германии и Италии составила 64% в установленной мощности Европы и 35% в мире, что эквивалентно 11 ГВт. По оценкам экспертов, себестоимость электроэнергии на солнечных батареях в настоящее время ниже розничных цен на электроэнергию по крайней мере для населения и сферы услуг Германии. Это значит, что этот сектор может быть коммерчески выгодным и развиваться не только в условиях применения льготных «зеленых» тарифов.
Германия имеет одни из самых низких оптовых цен на электроэнергию в Европе и одни из самых высоких розничных цен по причине проводимой «зеленой» энергетической политики. В 2013 г. малая и средняя промышленность (до 20 МВтч) платит за электроэнергию 13,34 евро-цента/кВтч. Население покупает электроэнергию вдвое дороже - 28,73 евроцента/кВтч. Причем цены на электроэнергию с 2010 г. выросли для промышленности на 31% и демонстрируют исторический максимум. При этом почти половину (47%) в цене для промышленности занимают отчисления на ВИЭ (EEG-Umlage). То есть промышленность отчисляет на ВИЭ в 4 раза больше, чем в 2009 г., а население - в 2,5 раза больше.
В настоящее время функционирует слишком много станций для покрытия базовой нагрузки при дефиците пиковых мощностей. По этой причине цены на электроэнергию часто устанавливаются замыкающими электростанциями с очень низкими предельными издержками. В 2013 г. на ВИЭ было потрачено 20,4 млрд евро.
Структура рынка электроэнергии Германии
Рынок электроэнергии Германии имеет ряд отличительных особенностей. Наглядно его устройство отражено на рис. 7. Он состоит из трех секторов: оптового, розничного и системных услуг, каждый из которых, в свою очередь, разбит на ряд секций. Так, оптовый рынок состоит из биржи спотовых контрактов с поставкой электроэнергии в течение дня и с поставкой на следующие сутки (РСВ), а также биржи финансовых инструментов (фьючерсы, форварды и т.д.). Данный сегмент никак не хочет приживаться в России. На розничном рынке фиксируются два вида расчетов - ежемесячная сверка показателей приборов учета (ЯЬМ) и ежегодный стандартный профиль нагрузки (8ЬР). Рынок системных услуг включает в себя функции первичного регулирования частоты на территории всей страны и прилегающих к ней рынков с целью организации мгновенных перетоков (от 0 с до менее 15 мин). Вторичное регулирование происходит на региональном уровне и занимает по времени от 30 с и до менее 15 мин). Минутный резерв позволяет искать энергию в системе от менее чем 15 минут до нескольких часов.
Либерализация немецкого рынка электроэнергии началась 15 лет назад в связи с внесением поправок в Закон об электроэнергетике Германии. В конечном итоге энергосистема (как и газовый бизнес) была разделена по видам: генерация, сети и сбыт (остался в основном в бывших ВИНК вместе с генерацией). Эти изменения затронули 4 основные ВИНК Германии: E.ON, RWE, Vattenfall, EnBW.
Основными целями реформы рынка являлись: свободный доступ к сетям для третьих лиц, конкуренция генераторов с целью предотвращение манипулирования рынком и монопольного положения, повышения прозрачности. С этой целью из вертикально-интегрированных концернов были выделены 4 оператора сетей, параллельно учреждено Федеральное сетевое агентство с функциями регулятора (2005 г.), которое установило тариф за пользование сетями и определило условия подключения к ним. Конечные потребители получили право на свободный выбор и смену поставщика электроэнергии (учета и измерения).
Сегодня Германия по-прежнему разделена на четыре зоны, поставку электроэнергии по которым обеспечивают прежние сетевые операторы, переименованные в процессе реформы рынка. Существует мнение, что действие Третьего энергопакета было выгодно в первую очередь американским инвестиционным фондам, и что именно они разрушили стабильный бизнес энергохолдингов Европы, превратив их в убыточных производителей или мелких трейдеров-пустышек. Мы проверили этот тезис относительно сетевого комплекса Германии. И выяснили, что владельцами четырех сетевых операторов являются не американские инвестфонды (бенефициары последних неочевидны):
а) Amprion на 74,9% принадлежит RWE через консорциум M31 Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. Energie KG;
б) Tennet TSO на 100% принадлежит правительству Нидерландов, работает на территории многих стран, в том числе Нидерландов;
в) Transnet BW на 86,88% принадлежит немецкому энергоконцерну EnBW, 13,12% - муниципалитету Neckawerke Stuttgart Gmbh;
г) 50 Hertz Transmission (ранее принадлежал Vattenfall) в мае 2010 г. был продан совместной компании Eurogrid International CVBA (60% -
Источник: DENA.
Рис. 8. Схема функционирования энергетического рынка Германии
Elis system Operator, Бельгия, и 40% - инфраструктурному инвестиционному фонду IFM, Австралия).
Кроме того, Германия активно поддерживает межсистемные перетоки соседних рынков. Во II квартале 2013 г. лидерами по экспорту-импорту электроэнергии в ЕС стали: Франция (экспорт - 17,6 ГВтч / импорт - 4,2 ГВтч), Германия (13,9/7,7 ГВтч), Австрия (9,5/8,8 ГВтч), Швейцария (6,8/5,4 ГВтч). Германия больше всего экспортирует в Данию (1,8 ГВтч), Австрию (7,1), Францию (2,0), Нидерланды (2,0), импортирует в основном из Австрии (6,9 ГВтч), Швейцарии (1,8) и Франции (1,1).
Основные риски для развития энергосистемы Германии
1. Социально-экономические предпосылки развития региона.
Макроэкономика. Экономика Европейского союза в связи со сложными взаимоотношениями стран-участниц и нерешенными фундаментальными причинами стагнации сохраняет все признаки продолжения глубокой затяжной рецессии с низкими темпами ВВП до 2015-2016 гг. Некоторые эксперты считают, что после первой волны кризиса 2008-2011 гг. следует ожидать вторую и более глубокую с 2016-2018 гг.
Спрос. К 2020 г. большинство экономистов прогнозируют постепенное восстановление тем-
пов роста ВВП Евросоюза, рост покупательской способности населения и, как следствие, прирост потребления электроэнергии. При этом следует учесть, что Германия ставит перед собой задачу дальнейшего снижения энергоемкости ВВП, что приведет к удержанию потребления на действующем уровне.
Топливо. Предпосылок для роста цен на уголь до 2018 г. нет, поэтому у данного вида топлива есть преимущество перед газом примерно в 3035 евро/т. Прогноз цен на выбросы СО2 в континентальной Европе не утешительный - в последнее время они находятся на предельно низком уровне. И пока нет причин для оптимизма.
ВИЭ. Германия достигнет запланированных целевых показателей развития ВИЭ с небольшим опозданием к 2022-2023 гг. Все запланированные проекты, как ожидается, будут построены.
2. Функционирование рынка электроэнергии (поддержание системной надежности) Германии. Решение о том, какой будет рынок электроэнергии Германии в 2020 г., пока не принято. Это во многом зависит от целого ряда факторов, которые могут произойти в ходе продолжающейся трансформации рынка или не произойти. В последние годы структура рынка была значительно доработана. Но решение о стратегическом резерве мощностей, к примеру, пока не принято. В условиях профицита мощностей игроки будут вынуждены играть по совершенно иным прави-
лам, нежели в условиях дефицита, когда можно установить высокие цены на электроэнергию, и тем самым стимулировать инвестиции в дополнительные генерирующие мощности. Профицит, как правило, приводит к сдерживанию цен и снижению инвестиций.
3. Эластичность спроса: снижение потребления электроэнергии промышленностью, развитие программ энергоэффективности, изменение графика потребления. Эластичность спроса в настоящее время низкая, текущий уровень оптовых цен дает слабые стимулы для дальнейшей гибкости спроса. Из-за избыточности мощностей цены на электроэнергию низкие, скачки цен встречаются редко, сами цены не дают экономических стимулов к сокращению потребления. Тем не менее можно с уверенностью утверждать, что крупные потребители электроэнергии в состоянии быстро приспособить свои нужды в случае сильных колебаний цен. В какой мере изменится эластичность спроса в ответ на ценовые сигналы? Все это представляется малопрогнозируемым при отсутствии достоверных данных о техническом и экономическом потенциале управления нагрузкой.
Заключение
Энергополитика Германии противоречива по своей сути: власти прибегают к крайностям в момент постановки целей и потом корректируют их по ходу невозможности их исполнить. В начале 90-х годов власти Европы решили очистить воздух от выбросов и загрязнений угольной генерации, и поскольку природный газ был самым экологически чистым, и что немаловажно - дешевым видом топлива, построили значительные газовые мощности «под потребности рынка». Теперь они не востребованы. Потом пришла эра «зеленой» энергетики: было создано 75 ГВт мощностей ВИЭ путем стимулирующих мер и feed in-тарифов с надеждой на освобождение от импорта дорогих углеводородов, пусть и вопреки законам конкуренции. По ходу стало понятно, что никакая энергосистема не может полностью работать на альтернативных источниках энергии, поэтому Энергостратегию-2050 скорректировали, снизив прогноз по ВИЭ в объеме производства электроэнергии Германии в 2050 г. со 100% до 80% и зарезервировав 20% за
тепловой генерацией. Одновременно из-за сланцевой революции в США и высвободившихся дополнительных объемов угля, а также провала торговли квотами на выбросы СО2 неожиданно пришла новая эра угольной генерации: строится 7 ГВт новых угольных ТЭС до 2015 года. Таким образом, спустя 20 лет после начала политической борьбы с «грязной» угольной энергетикой, все вернулось на круги своя: угольная генерация в 2013 г. обеспечит больше половины всей электроэнергии Германии. Партия зеленых, казалось бы, потерпела полное фиаско, но при этом она успела продавить закрытие всех АЭС до 2022 года.
Будущее энергосистемы Германии также противоречиво и не однозначно, как ее новейшая история, и зависит во многом от того, сумеет ли правительство А. Меркель провести свою страну между Сциллой экономической депрессии Евросоюза и Харибдой реформы экологических норм ЕС. Сейчас в самом разгаре коалиционные переговоры разных партий при формировании нового правительства Германии. По данным посольства РФ в Германии, среди обсуждаемых вопросов - отмена дотаций для ВИЭ для того, чтобы все работали в условиях обычной конкуренции, а также вывод части сертификатов на торговлю квотами на выбросы СО2 с целью поднять стоимость выбросов с 3-4 евро/т до 16-20 евро/т. Сроки введения в действие новых правил, равно как и итог переговоров по данным вопросам, пока неизвестны - решение будет принимать лично канцлер А. Меркель.
Если реформа рынка торговли квотами на выбросы СО2 приведет к запрету использования старых угольных электростанций (в случае вступления в действие в 2016 г. директивы Евро-комиссии по сокращению выбросов (ЬСРО), направленных на закрытие старых экологически вредных угольных станций), то конкурентоспособность природного газа будет восстановлена. Недавно канцлер Германии А. Меркель заявила о необходимости обратного перезапуска системы квот СО2. Если ей это удастся сделать и получить одобрение Еврокомиссии, то доля газа в топливном балансе Германии может начать возрастать с 2016 г. и газовые ТЭС имеют хорошие шансы вернуть себе утраченные позиции - 15-17% в общем объеме выработки электроэнергии страны с частичным замещением выбывающих АЭС в базовом режиме
загрузки. В этом случае новые угольные ТЭС будут использоваться вместо старых, экологически вредных и закрытых к тому моменту.
Если же Евросоюз накроет вторая волна системного финансово-экономического кризиса или в ближайшее время будет отменен общеевропейский механизм торговли квотами СО2, то самый современный «лайнер» экологически чистой газовой генерации рискует уйти на дно, будучи управляем шарахающимися из стороны в сторону непрофессионалами. По прогнозу IHS CERA, если Европарламент не одобрит директиву LCPD и не случится других политических решений, меняющих расстановку сил на рынке электроэнергии, следует ожидать закрытия до 130 ГВт или 60% газовых мощностей в рамках Евросоюза, поскольку в период 2012-2016 гг. будет сохраняться отрицательная динамика спарк-спрэдов на многих европейских рынках в первую очередь в Германии.
Сейчас выручка ПГУ в Германии значительно ниже уровня, необходимого для покрытия постоянных издержек, и едва ли достаточна для покрытия текущих расходов. Вероятно, что в предстоящие несколько лет в Германии продолжится нынешняя тенденция доминирования углей в энергетическом балансе с постоянно возрастающей долей электроэнергии ВИЭ. Впрочем, мы ожидаем взвешенных решений от коалиционного правительства Ангелы Меркель по вопросу ВИЭ и торговли квотами на выбросы СО2. Инвестиционные компании по-разному оценивают уровень платы за выбросы СО2, достаточный для переключения с угля на газ, но абсолютно все считают его недосягаемым в нынешних условиях.
Поступила в редакцию 13.02.2014 г.
N. Grib, A. Tsikorin2
CHASING THE WIND - RETURNED TO COAL
In early 1990s in order to improve the ecology weastern european countries initiated the path for decrease of polluting emissions and formed the institute of quotas for C02 and other chemical substances emissions. Coal-based generation was being substituted by gaz-generatin capacities, NPPs, wind and solar generation. In 2008 EU countries suffered from the economic crisis and energy demand plummeted. Gaz prices after a short fall in 2009 has risen again. As for quotas for C02 emissions, they davaluated. Subsidies for renewables were financed by additional taxation of gaz sector. The circle has closed - in 2013 nearly half of the German energy was produced on coal stations. Coal was returned to the base load and, in spite of all that is officially declared, the substitution of nuclear power is performed by use of the most cheap, most polluting local lignite (brown coal)...
Key words: Germany, energy system, power sector, C02 emissions, coal based generation, RES, EU, development strategy, power market.
2 Natalia S. Grib - Head of Analytical Department of LLC «Gazprom Energoholding», e-mail: n.grib@gazenergocom.ru; Alexander I. Tsikorin - Analyst, Analytical Department of LLC «Gazprom Energoholding», PhD in Economics.
