Энергетический кризис в Китае

В сентябре–октябре 2021 г. перебои в подаче электроэнергии были зафиксированы более чем в 20 провинциях, автономных районах, городах центрального подчинения КНР (далее — провинции). В большинстве регионов они затронули промышленные предприятия и коммерческие организации. Были введены ограничения на кондиционирование помещений и наружное освещение. В северо-восточных провинциях Ляонин, Цзилинь и Хэйлунцзян отключения начались без предупреждения, причем они затронули даже общественно-значимые объекты (не работали светофоры, давала сбой система водоснабжения). Последнее совершенно нетипично для Китая, где электроэнергетика функционирует так, чтобы максимально защищать население и предприятия социальной сферы от возможных технологических и экономических шоков.

С учетом включенности Китая в глобальные цепочки создания стоимости влияние энергетического кризиса ощущалось как в КНР, так и за рубежом на предприятиях в самых разных отраслях (от автомобилестроения и производства смартфонов до выпуска картонных упаковок).

В сообщениях СМИ неслучайно упоминается, что настолько масштабных и продолжительных отключений электроэнергии не было в Китае уже около 10 лет. Действительно, за это время на фоне исчерпания ресурсов старой модели развития в этой стране происходили структурные преобразования в экономике и промышленности, стали замедляться темпы роста ВВП. В результате снизились и темпы роста потребления электричества, сократилось количество часов эксплуатации генерирующего оборудования. Крупнейшая по установленным мощностям и объему производства электроэнергии система в мире в последние годы характеризовалась наличием избыточных мощностей. Таким образом, ситуация, сложившаяся в электроэнергетике страны после окончания острой фазы пандемии, совершенно нетипична для электроэнергетики конца 2010-х гг.

Вместе с тем нельзя сказать, что осенний кризис 2021 г. стал абсолютной неожиданностью. Проблемы с энергоснабжением отмечались в Китае и в конце 2020 г. Кроме того, летом 2021 г. в отдельных провинциях Китая происходили отключения электроэнергии и проводились мероприятия по перераспределению нагрузки на сеть.

Сравнительный анализ факторов, повлиявших на формирование кризисных явлений в 2011 и 2021 гг., позволяет обнаружить целый ряд совпадений. Подобные параллели, с одной стороны, указывают на возможный циклический характер этих явлений, обусловленный колебаниями цен на энергоносители и экономическими процессами. С другой стороны, они свидетельствуют о том, что за 10 лет, несмотря на многочисленные реформы в отрасли, ключевые противоречия так и не были решены. В Китае по-прежнему не хватает гибкости ни в вопросах диверсификации структуры генерации для минимизации угроз энергетической безопасности, ни в механизмах ценообразования в условиях незавершенного перехода к рынку, ни в подходах к управлению и реализации директив центра на местах.

В сентябре–октябре 2021 г. перебои в подаче электроэнергии были зафиксированы более чем в 20 провинциях, автономных районах, городах центрального подчинения КНР (далее — провинции). В большинстве регионов они затронули промышленные предприятия и коммерческие организации. Были введены ограничения на кондиционирование помещений и наружное освещение. В северо-восточных провинциях Ляонин, Цзилинь и Хэйлунцзян отключения начались без предупреждения, причем они затронули даже общественно-значимые объекты (не работали светофоры, давала сбой система водоснабжения). Последнее совершенно нетипично для Китая, где электроэнергетика функционирует так, чтобы максимально защищать население и предприятия социальной сферы от возможных технологических и экономических шоков.

С учетом включенности Китая в глобальные цепочки создания стоимости влияние энергетического кризиса ощущалось как в КНР, так и за рубежом на предприятиях в самых разных отраслях (от автомобилестроения и производства смартфонов до выпуска картонных упаковок). По оценкам Goldman Sachs, только в Китае перебои в снабжении электроэнергией затронули около 44% промышленных предприятий. Во многом из-за отключений подачи электроэнергии и, как следствие, задержек в цепочках поставок индекс цен производителей в сентябре 2021 г. вырос на 10,7% в годовом выражении. На таком высоком уровне этот показатель не был с 1996 г.

В сообщениях СМИ неслучайно упоминается, что настолько масштабных и продолжительных отключений электроэнергии не было в Китае уже около 10 лет. Действительно, за это время на фоне исчерпания ресурсов старой модели развития в этой стране происходили структурные преобразования в экономике и промышленности, стали замедляться темпы роста ВВП. В результате снизились и темпы роста потребления электричества, сократилось количество часов эксплуатации генерирующего оборудования. Крупнейшая по установленным мощностям и объему производства электроэнергии система в мире в последние годы характеризовалась наличием избыточных мощностей. Таким образом, ситуация, сложившаяся в электроэнергетике страны после окончания острой фазы пандемии, совершенно нетипична для электроэнергетики конца 2010-х гг.

Вместе с тем нельзя сказать, что осенний кризис 2021 г. стал абсолютной неожиданностью. Проблемы с энергоснабжением отмечались в Китае и в конце 2020 г. Кроме того, летом 2021 г. в отдельных провинциях Китая происходили отключения электроэнергии и проводились мероприятия по перераспределению нагрузки на сеть.

Сравнительный анализ факторов, повлиявших на формирование кризисных явлений в 2011 и 2021 гг., позволяет обнаружить целый ряд совпадений. Подобные параллели, с одной стороны, указывают на возможный циклический характер этих явлений, обусловленный колебаниями цен на энергоносители и экономическими процессами. С другой стороны, они свидетельствуют о том, что за 10 лет, несмотря на многочисленные реформы в отрасли, ключевые противоречия так и не были решены. В Китае по-прежнему не хватает гибкости ни в вопросах диверсификации структуры генерации для минимизации угроз энергетической безопасности, ни в механизмах ценообразования в условиях незавершенного перехода к рынку, ни в подходах к управлению и реализации директив центра на местах.

Основные причины кризиса

Виктор Катона:
Возвращение ископаемых — какими будут последствия паники на энергетических рынках Европы?

Структурные преобразования в электроэнергетике КНР последнего десятилетия бесспорны, но пока принципиально не меняют расстановку сил. Доля теплоэлектростанций (ТЭС) в структуре генерации в январе-сентябре 2011 и 2021 гг. снизилась с 82,6% до 71,2%, из них более 90% работают на угле. Очевидно, что отрасль по-прежнему критически зависит от поставок этого типа топлива.

С учетом большой доли угольных ТЭС в структуре генерации недоступность угля для электростанций (ввиду физического дефицита, скачка цен или неразвитости логистических каналов для обеспечения своевременных поставок как внутри страны, так и из-за рубежа) неоднократно приводила к перебоям снабжения электроэнергии в прошлом.

За 9 месяцев 2021 года добыча угля в Китае [1] росла существенно медленнее (3,7% в годовом выражении), чем производство электроэнергии на ТЭС и ее потребление (11,9% и 12,9%, соответственно), что было обусловлено в основном следующими предпосылками:

• В рамках реализации экологической политики и борьбы центральных властей с перепроизводством в 2016–2020 гг. были закрыты угольные шахты суммарной мощностью 1 млрд тонн в год.
• В 2021 г. после серии чрезвычайных происшествий только в провинции Хэнань в целях повышения безопасности труда в угледобыче были закрыты предприятия мощностью 20 млн тонн.
• На сравнительно слабую динамику также повлияли многочисленные инспекционные проверки соответствия добывающих предприятий нормам экологической безопасности и безопасности труда.
• Проливные дожди в провинции Шэньси (один из главных центров угледобычи в Китае) вынудили свернуть производственные мощности на 60 шахтах на пике энергетического кризиса в октябре. Возобновить их работу удалось лишь во второй декаде октября.
• Повлияли также антикоррупционная кампания в автономном районе Внутренняя Монголия (АРВМ) — еще одном важном центре добычи угля в Китае — и изменения в законодательстве. 1 марта 2021 г. вступили в действие поправки к Уголовному кодексу КНР, согласно которым впервые прямо предусматривается уголовная ответственность за противоправные деяния, представляющие реальную угрозу, даже если они не привели к крупным происшествиям с большим количеством пострадавших или другим тяжким последствиям. Кроме того, китайские угледобывающие компании не имеют права производить больше угля, чем их разрешенная мощность. Таким образом, стало рискованно производить уголь сверх этого показателя, как было принято прежде. В результате, по примерным оценкам, объем добычи сократился на 90 млн тонн по сравнению с зимой прошлого года.

Цены на уголь с середины 2000-х гг. определяются на базе рыночных механизмов. Оба раза (в 2011 и 2021 гг.) кризис происходил в условиях роста цен на уголь. Обычно сентябрь — не сезон для скачков потребления угля и цен на него, однако в 2021 г. на фоне общего роста цен на уголь на мировом рынке, а также под влиянием сокращения предложения и при высоком спросе в несколько раз подорожали фьючерсы на уголь и спотовые цены на него в Китае. Если еще в июне 2021 г. фьючерсы на энергетический уголь торговались примерно по 800 юаней за тонну, то 19 октября цена достигла исторического максимума — 1982 юаня за тонну. При этом считается, что угледобывающие компании могут полностью покрыть издержки производства и обеспечить прибыль при ценах на уголь на уровне 450–650 юаней за тонну, а в АРВМ этот показатель еще ниже. Для долгосрочных контрактов власти считают адекватной цену в коридоре от 500 до 570 юаней за тонну. Считается, что цены в этом диапазоне обеспечивают достаточную прибыль добывающим компаниям и не слишком высокие расходы на топливо для ТЭС. Кроме того, на этом уровне цены на китайский уголь конкурентоспособны с поставками из-за рубежа.

Подходы к определению тарифов на электроэнергию для угольных ТЭС за 10 лет изменились. В 2011 г. угольные электростанции продавали электроэнергию в сеть по фиксированным тарифам. С 1 января 2020 г. по 14 октября 2021 г. в Китае действовала система рыночных торгов на электроэнергию, в которых участвовали 70% угольных ТЭС. Итоговый тариф определялся по формуле «базовый тариф + колебания в коридоре 10% или — 15%». Тариф, принятый за базовый, представлял собой ставку, по которой в конце 2019 г. электростанции, предварительно договорившись с покупателями, поставляли электричество в сеть. Чтобы обеспечить гладкий переход к новой системе ценообразования, средние тарифы для промышленных и коммерческих потребителей могли снижаться, но не повышаться.

Таким образом, полноценный рынок электрической энергии за 10 лет так и не сформировался. Ни накануне кризиса 2011 г., ни в 2021 г. тарифы не отражали реальные издержки генерирующих компаний, и в этом заключается важная особенность отрасли. Электроэнергетику неслучайно называют «амортизатором ударов», обеспечивающим сравнительно плавное развитие китайской экономики. В случае скачков цен на топливо государственные генерирующие компании всегда несут финансовые потери, то есть чем больше они производят электроэнергии, тем больше их потери. Согласно отчетам ведущих генерирующих компаний Китая, в 2011 г. из компаний «большой пятерки» только компания «Хуанэн» (华能) показала прибыль в сегменте генерации. По данным на январь – август 2021 г., прибыль компаний в сфере угольной генерации и теплоснабжения упала на 15,3% при росте объемов генерации. В то же время прибыль угледобывающих компаний выросла на 145,3%.

Как и в 2011 г. неудовлетворительные финансовые результаты работы угольных ТЭС отмечались и до острой фазы кризиса, а давно назревшие реформы ценообразования откладывались. Оба раза генерирующие компании демонстративно отказывались работать в убыток (например, не закупали уголь на пике цен, расходуя запасы, пока они не закончатся, либо закрывались на профилактику).

Интересно, что одним из выводов, который вынесли в Китае из предыдущих кризисов, было то, что в случае скачков цен на уголь более устойчивы те генерирующие предприятия, которые имеют в структуре активов угольные шахты. Экономистам еще предстоит оценить, оправдалась ли эта стратегия, например, для «Государственной энергетической инвестиционной корпораций» (国家能源投资集团), созданной в 2017 г. в результате слияния генерирующей компании «Годянь» (国电) с крупнейшей угледобывающей компанией КНР «Шэньхуа» (神华).

Кризисные явления как в 2011 г., так и в 2021 г. связаны не только с проблемами угольной промышленности, но и с климатом. Для Китая характерно увеличение потребления электричества, обусловленное широким использованием кондиционеров в жаркие летние месяцы и электрических обогревателей зимой, особенно на юге страны, где отсутствует система центрального отопления. Так, еще в августе 2020 г. Государственная электросетевая корпорация Китая (ГЭК Китая) сообщала о рекордных скачках нагрузки в 11 провинциальных и 1 региональной сети. Новый рекорд был поставлен в январе 2021 г. на фоне низких температур и затем обновлен в июле. В сентябре нагрузка на сеть обычно снижается, но в этом году в Китае был зафиксирован еще один температурный рекорд — такого жаркого сентября в стране не было с 1961 г.

И в 2011 г., и в 2021 г. жара была одним из факторов формирования дефицита не только потому, что способствовала росту потребления электричества для кондиционирования помещений. Оба раза она также привела к снижению уровня воды и, как следствие, к сокращению генерации на ГЭС, увеличив, таким образом, нагрузку на угольные ТЭС.

Виктор Катона:
Есть ли будущее у угля?

В реалиях современной энергетики Китая природный фактор повлиял и на генерацию энергоустановок, работающих на других возобновляемых источниках энергии (ВИЭ). Например, сообщалось, что 21 сентября 2021 г. генерация на ветряных электростанциях (ВЭС), установленных на северо-востоке Китая, резко сократилась. Из почти 35 ГВт установленных мощностей ВЭС лишь менее 10% выработали хотя бы 1 кВт-ч электроэнергии. Аналогичная ситуация отмечалась в этом регионе и летом 2021 г.

При этом проблема не в том, что выработка электроэнергии на станциях, работающих на ВИЭ, нестабильна и резко упала. В отличие от ТЭС или АЭС, они в принципе не рассматриваются для обеспечения базовой нагрузки энергосистемы. Проблемы возникают тогда, когда в системе нет резервов для генерации, систем хранения, которые способны компенсировать эти колебания, либо возможностей по необходимости обеспечить поставки из других регионов страны или из-за рубежа. Яркий пример — провинция Ляонин. Начиная с 2016 года, в провинциях Хэйлунцзян, Цзилинь и Ляонин на северо-востоке КНР последовательно закрывали низкоэффективные угледобывающие предприятия, так что местные ТЭС стали в значительной степени опираться на поставки угля из АРВМ. Помимо этого, в сети северо-востока активно вводили в строй ВЭС. Осенью 2021 г. из-за высоких цен на уголь, его нехватки и в силу специфики тарифов на электроэнергию на момент отключений подачи электричества в провинция Ляонин функционировали лишь около половины всех установленных мощностей угольных ТЭС. В результате при одновременном падении объемов генерации ВЭС частота тока в сети опустилась ниже 49,8 Гц. В этой ситуации энергетики были вынуждены начать отключения энергии, в том числе и для населения, поскольку снижение частоты электрического тока ниже 49,9 Гц представляет угрозу безопасности энергоснабжения, в частности, может привести к серьезным повреждениям различных видов энергооборудования.

Наконец, в ряде регионов важную роль в формировании кризисных явлений сыграли действия местных властей. Так, они применяли жесткие административные методы для достижения целевых показателей в рамках политики «двойного контроля» за показателями потребления энергии и энергоемкости ВВП (双控制度).

В августе и сентябре 2021 г. ГКРР выпустила документы, в которых перечислила провинции, рискующие до конца года не справиться с выполнением задач, поставленных в рамках политики «двойного контроля». Комиссия также потребовала ужесточить контроль за предприятиями энергоемких отраслей и предприятий с высокими показателями выбросов парниковых газов и сократить их финансирование. При этом успех реализации политики «двойного контроля» входит в число критериев, которые учитываются при оценке деятельности чиновников на местах. В результате в некоторых провинциях, в том числе провинциях Цзянсу и Гуандун, начались отключения подачи электроэнергии на предприятия. В отдельных провинциях предприятиям рекомендовалось работать только в специально установленные часы.

Политика «двойного контроля» впервые была предложена еще в 2006 г. в рамках плана 11-ой пятилетки. Ее реализация и прежде приводила к отключениям электроэнергии, правда, параллели прослеживаются не с ситуацией 2011 г., а с отключениями в 2010 г. Так, в сентябре 2010 г. (за несколько месяцев до окончания 11-й пятилетки) местные власти в ряде провинций, в том числе Чжэцзян и Цзянсу на востоке страны, начали отключать подачу электроэнергии на промышленные предприятия, для того чтобы добиться снижения энергоемкости ВВП на 20% и выполнить целевые показатели, закрепленные в плане пятилетки.

Другим примером того, как административные рычаги местных властей сказываются на развитии электроэнергетики, является медленное развитие межпровинциальной торговли электроэнергией. В стране, где крупнейшие базы генерации электроэнергии удалены от основных потребителей, за прошедшие 10 лет существенно увеличились инвестиции в развитие электросетевой инфраструктуры. Более свободные поставки электроэнергии могли бы повысить уровень энергетической безопасности. Тем не менее доля межрегиональных перетоков электроэнергии за 9 месяцев текущего года составила 8,5%, а межпровинциальных — 20% произведенной в стране электроэнергии. Такое положение дел обусловлено протекционистскими мерами, направленными на защиту компаний, ведущих бизнес на территории провинции (и, соответственно, на поддержание уровня доходов в местные бюджеты).

Таким образом, можно выделить целую группу факторов, которая привела к кризису, причем в разных провинциях они могли иметь разную силу влияния. Совпав по времени, они не во всех случаях были взаимосвязаны. При этом многие из них схожи по своей природе с факторами, которые уже приводили к перебоям в энергоснабжении в начале 2010-х гг., то есть все эти годы в Китае сохранялся практически полный набор условий для формирования масштабного энергетического кризиса.

Кризис не случился раньше, по-видимому, потому, что не выполнялись еще несколько важных условий. Во-первых, до пандемии не было значительных скачков цен на уголь, что позволяло генерирующим компаниям осуществлять нормальную работу. Во-вторых, в эпоху «новой нормальности» для крупномасштабного кризиса не хватало высоких темпов роста потребления электричества в промышленности и высоких темпов роста экспорта. Все эти условия были выполнены в процессе восстановления китайской экономики после вспышки коронавируса.

Динамика прироста экспорта и потребления электроэнергии во вторичном секторе в КНР в январе-сентябре 2011–2021 гг.

Составлено автором по данным stats.gov.cn, customs.gov.cn, cec.org.cn

Учитывая, что третичный сектор серьезно пострадал от ограничений, связанных с пандемией, экономический рост в значительной степени достигался за счет вторичного сектора. В результате в январе–сентябре 2021 г. потребление электроэнергии во вторичном секторе увеличилось на 12,3% в годовом выражении, в том числе в четырех крупнейших энергоемких отраслях (производстве строительный материалов, черной и цветной металлургии, химической промышленности) — на 9,5%. Что касается экспорта, то в сентябре 2021 г. его объем вырос на 28,1% в годовом выражении. В целом за 9 месяцев текущего года прирост экспорта составил 22,7%, и по этим показателям Китай «вернулся» в 2011 год.

Антикризисные меры

Владимир Лихачев:
И того и другого и … можно без эмоций? К дискуссии о ВИЭ и атомной энергетике

Для того чтобы взять ситуацию под контроль, китайские власти приняли меры, направленные на увеличение добычи угля и одновременное снижение цен на него в сочетании с повышением тарифов на электроэнергию, что в целом совпадает с антикризисными мерами десятилетней давности.

В частности, было разрешено восстановить добычу на ранее закрытых шахтах. Кроме того, увеличилась добыча на действующих предприятиях. Угольные шахты в Китае строят, ориентируясь на добычу в диапазоне от 3 до 6 млн тонн в год, а разрешенную мощность устанавливают на уровне 1 млн тонн, чтобы добыча могла по необходимости подстраиваться под потребности экономики. Был повышен допустимый объем добычи угля. В частности, в 4 квартале планируется нарастить добычу на 55 млн тонн, что позволит стабилизировать цены и сбалансировать спрос и предложение. Таким образом, разрешенный объем добычи на год составит 220 млн тонн, что на 5,7% больше, чем в 2020 г. В дополнение к этому таможенная служба приняла поставки угля из Австралии, которые поступили в порты КНР до введения ограничений.

При этом на совещании с представителями добывающих компаний власти дали четкий сигнал о том, что необходимо снизить цены на уголь. Рассматривается вариант создания нового механизма ценообразования на уголь, который будет основан на формуле «базовая цена + колебания» (с учетом издержек и разумной прибыли добывающих компаний в условиях изменений на рынке). Планируется связать механизмы ценообразования на уголь и электрическую энергию.

Помимо этого, ГКРР скорректировала тарифы на электроэнергию. С 15 октября все угольные ТЭС обязали торговать энергией в рамках рынка. Коридор колебаний цен был увеличен до +/– 20% от базового тарифа. Промышленные и коммерческие потребители также должны будут закупать электроэнергию в рамках рыночных торгов. Вместе с тем отменяются льготные тарифы для этой категории потребителей. Указанные границы колебаний не будут распространяться на тарифы для энергоемких предприятий, потребление энергии которых подпадает под политику «двойного контроля» и не будут действовать для спотового рынка. Для тех, кто не сможет участвовать в торгах, сетевые компании будут предоставлять посреднические услуги. Таким образом, электростанции смогут компенсировать часть издержек производства за счет потребителей. При этом указанные изменения не распространяются на тарифы для населения и потребителей в сельском хозяйстве, которые продолжат получать электроэнергию по сниженным фиксированным тарифам.

В дополнение к этому предприятиям угольной генерации и отопления были предоставлены налоговые льготы в 4 квартале текущего года. Кроме того, были оперативно достигнуты договоренности с российскими партнерами об увеличении поставок электроэнергии в Китай.

Наконец, так же, как и в 2010 г. центральные власти критически отозвались об излишних усилиях местных властей по снижению энергоёмкости ВВП. Ли Кэцян указал на то, что это не «спортивное соревнование по снижению выбросов». Вместе с тем Китай не планирует отказываться от ранее данных обязательств по снижению выбросов и потребления энергии на единицу ВВП. Работа по закрытию низкоэффективных угольных ТЭС будет продолжена, с тем чтобы снизить средний расход угля для выработки 1 кВт-ч электроэнергии с 305,5 г в 2020 г. до 300 г уловного топлива к 2025 г.

Перспективы дальнейшего развития электроэнергетики

Вмешательство властей позволило стабилизировать ситуацию и сдержать дальнейший рост цен на энергетический уголь, что, в свою очередь, позволило угольным ТЭС пополнить запасы топлива по более низким ценам.

Основные субиндексы индекса деловой активности (PMI) на энергетический уголь

Составлено автором по данным cec.org.

Регионы стали переходить к новым тарифам на электроэнергию. Так, на торгах в октябре средняя цена на электроэнергию в провинции Цзянсу составила 468,97 юаней/МВт-ч, что на 19,97% выше, чем базовый тариф для угольных ТЭС (391 юань/МВт-ч).

Вместе с тем цены на уголь, хотя и снизились, остаются на сравнительно высоком уровне, так что повышения тарифов на 20% недостаточно для того, чтобы возместить потери угольных ТЭС.

До конца года ситуация будет также осложняться влиянием климатического фактора. Согласно метеонаблюдениям за последние 10 лет, зима стала приходить в Китай раньше обычного, так что в этом году в 8 провинциях и регионах на северо-востоке и северо-западе Китая центральное отопление пришлось включить на 2 недели раньше обычного. Кроме того, до конца зимы объемы генерации ГЭС останутся на низком уровне.

Константин Суховерхов:
Отношения России и Европейского союза в области защиты окружающей среды и борьбы с изменением климата

Тем не менее маловероятно, что в долгосрочной перспективе кризис 2021 года повлечет за собой серьезные негативные последствия в области энергоснабжения. Нехватки генерирующих мощностей в Китае нет. Угольные ТЭС, несмотря на увеличение количества часов эксплуатации, функционируют почти на 20% ниже максимальной загрузки. Нет оснований полагать, что Китай сохранит двузначные темпы роста ВВП после окончания постпандемийного восстановления. По мере того, как другие страны будут восстанавливаться после пандемии, скорее всего, будет замедляться и динамика китайского экспорта. Кроме того, китайская экономика проходит через этап структурной трансформации, в рамках которой снижается доля вторичного сектора в ВВП. В долгосрочной перспективе этот процесс естественным образом будет способствовать снижению энергоемкости ВВП.

Риски, скорее, связаны с тем, что электроэнергетика Китая развивается в направлении увеличения колебаний производства и потребления электричества. Так, за первые 9 месяцев 2021 г. удельный вес домохозяйств в структуре потребления электроэнергии в Китае составил 14,7%, что ниже среднемирового показателя (26,6% в 2019 г.). По мере повышения доходов населения этот показатель будет расти, что, в свою очередь, будет способствовать росту нагрузки на энергосистему в пиковые часы.

Кроме того, в Китае развивается транспорт на новых видах топлива, прежде всего, электромобильный. Китай является мировым лидером по продажам таких автомобилей. На внутреннем рынке КНР продажи электромобилей составили по итогам 2019 г. менее 5%, однако за 9 месяцев 2021 г. этот показатель увеличился до 11,6%, а к 2025 г. его планируется довести до 25%. Электробусы и электромобили активно внедряются в общественном транспорте и службах такси. Развитие интеллектуальной энергетической инфраструктуры, необходимой для зарядки электромобилей, включено в перечень отраслей «новой инфраструктуры» (新基建), которым отдается приоритет в развитии на современном этапе.

Наконец, в рамках достижения Китаем углеродной нейтральности продолжат развиваться и ВИЭ, для которых характерна прерывистая генерация. Все это потребует намного большей гибкости энергосистемы, чем та, которая была заложена в нее на ранних этапах формирования для обеспечения крупных государственных промышленных предприятий как основных потребителей.

Для решения этой проблемы будут необходимы как технологические, так и институциональные изменения. В технологическом плане потребуется бόльшая диверсификации структуры генерации, причем не только за счет ВИЭ, но и за счет электростанций, обеспечивающих базовую нагрузку. Например, для этого в провинции Чжэцзян местные власти планируют увеличивать установленную мощность газовой генерации. Решению проблемы также будет способствовать реализация цели по увеличению установленной мощности АЭС до 70 ГВт к 2025 г. Повышается также значение систем хранения электроэнергии, улавливания и хранения углерода. Значимая роль будет отводиться энергосбережению и управлению спросом на электроэнергию с помощью тарифов.

С точки зрения институциональных преобразований для повышения степени адаптивности энергосистемы к колебаниям спроса и предложения было бы целесообразно снять существующие на местном уровне административные барьеры для перетоков электроэнергии, а также перейти на систему гибкого рыночного ценообразования на электроэнергию. Последнее — наиболее сложный аспект реформ в отрасли. Электроэнергетика является одной из последних отраслей, в которых стали проводиться рыночные преобразования. В директиве ГКРР об изменении системы тарификации для угольных ТЭС неслучайно есть формулировка об усовершенствовании «в основном рыночного» механизма ценообразования на электроэнергию (完善主要由市场决定电价的机制). Безусловно, кризис 2021 г. ускорил важные реформы в отрасли, но о создании полноценного рынка электрической энергии речь пока не идет. Китай крайне осторожно проводит либерализацию в отрасли. Такой подход, однако, позволяет лишь снижать остроту текущих противоречий, но не решать их в долгосрочной перспективе, оставляя возможности для аналогичных кризисов в будущем.

1. При этом роль негласного запрета на импорт угля из Австралии в формировании проблем в китайской электроэнергетике сильно преувеличена западными СМИ. Удельный вес импорта в структуре потребления угля в Китае невелик и значим главным образом для приморских провинций, куда проще доставлять импортный уголь по морю, чем везти свой через всю страну железнодорожным транспортом. После отказа от закупок австралийского угля в 2021 г. Китай смог достаточно быстро нарастить поставки из Индонезии, России и ряда других стран. Проблема, скорее, заключается в том, что в условиях экстренной ситуации у Китая оказалось меньше возможностей для маневра.