Как усилить энергетику

Дальний Восток может стать энергетическим донором для России, а также крупным поставщиком энергии в страны АТР. Но для этого округу нужно нарастить энергомощности и решить проблему тарифов

Огромная территория и неравномерный характер промышленного освоения затрудняют создание на Дальнем Востоке единой энергетической системы. Поэтому энергетика Дальнего Востока включает в себя объединенную энергосистему (ОЭС) Востока, на ее основе с 1 февраля текущего года создано ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и пять изолированных энергосистем. При этом фактически ОЭС Дальнего Востока изолирована как от ОЭС Сибири, так и от ОЭС Урала и Европейской России, потому что межсистемные перетоки электроэнергии обеспечиваются маломощными линиями электропередачи напряжением 220 кВ.

Особенности генерации электроэнергии связаны с резко выраженной сезонностью производства и приоритетной выработкой тепловой энергии (из-за суровых климатических условий). В структуре установленной мощности 30% занимает гидрогенерация, остальное приходится на тепловые электростанции (ТЭС). Основным видом топлива для действующих ТЭС является уголь, доля которого в топливопотреблении превышает 71%. Доля мазута составляет 10%, дизельного топлива — 2,5%, газа — 16,5%. В Хабаровском, Приморском и Камчатском краях, а также в Сахалинской области производство электроэнергии полностью базируется на тепловых электростанциях. При этом в Хабаровском крае вообще создана уникальная для России структура электростанций: 95% установленных мощностей — теплофикационные агрегаты. Перед энергетиками Дальнего Востока остро стоит задача не только менять структуру топливного баланса, но и модернизировать существующие мощности, снижая экологические риски и неизбежные издержки.

Особенности дальневосточной реформы

Существование ОЭС Востока и изолированных энергорайонов делает невозможной конкуренцию ни в генерации, ни в транспортировке, ни в сбыте электроэнергии. Это осложняет проведение энергореформы.

Ключевым игроком в энергетике ДФО осталось государство. В этом году пакеты акций «Дальэнерго», «Хабаровскэнерго», «Амурэнерго», Южного энергоузла «Якутскэнерго» и ЗАО «ЛуТЭК», до этого принадлежавшие РАО «ЕЭС России», были переданы в энергохолдинг ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» (ДЭК), который начал свою деятельность 1 февраля. В результате ДЭК объединила все энергоактивы Амурской области, Еврейской автономной области, а также Приморского и Хабаровского краев. Своей вертикальной структурой управления ДЭК напоминает само РАО, одновременно являясь его «дочкой» (энергохолдинг имеет в дальневосточной компании 51% акций).

Внутри сама ДЭК разделилась по видам деятельности. Так, ОАО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (ДРСК) отвечает за все распределительные сети, а ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК) — за электростанции региона. В ведении самой ДЭК остался сбыт электроэнергии, а также стратегическое и корпоративное управление ДГК и ДРСК, которые являются ее 100?процентными «дочками». Вопреки типовой модели, реализуемой в других регионах при реформировании электроэнергетики, конкурентные виды деятельности на Дальнем Востоке оказались фактически под контролем государства.

Камчатская, Магаданская, Сахалинская энергосистемы работают изолированно и состоят из отдельных энергорайонов, не связанных друг с другом. При этом все они имеют достаточное количество генерирующих мощностей. Основная проблема здесь — зависимость от поставок топлива с материка.

Большая роль государства в энергетике ДФО не отпугивает частных инвесторов. И хотя ключевые инвестиционные проекты будут проходить под контролем ДЭК, это не помешает негосударственным компаниям поучаствовать в развитии дальневосточных энергоактивов. Основным стратегическим акционером энергетики Дальнего Востока выступает Сибирская угольная энергетическая компания (СУЭК), крупнейший поставщик угля для местных ТЭС. По оценке аналитика ИК «Финам» Семена Бирга, доля СУЭК в дальневосточной энергетике будет возрастать, из-за чего угольная группа будет заинтересована в повышении капитализации подконтрольных компаний.

Реформа энергетики на Дальнем Востоке завершится в будущем году. Итогом станет создание в ДФО РАО «Энергетические системы Востока», контрольный пакет которого останется у государства. В эту компанию будут переданы акции ДЭК, включая все «дочки» компании, а также пакеты изолированных энергосистем. Для управления сетевым хозяйством на Дальнем Востоке будет создан филиал Федеральной сетевой компании, а гидроэлектростанции (Зейская и Бурейская ГЭС) и все возобновляемые источники («Колымаэнерго», ЗАО «Геотерм» и т. д.) будут переданы под управление ОАО «ГидроОГК».

Слабые места отрасли

Но на пути инвестиционных планов как государства, так и частных компаний неизбежно встанут системные проблемы. Прежде всего — стареют имеющиеся генерирующие мощности. На настоящий момент 0,7 ГВт из общей мощности в 11,5 ГВт уже отработало свой парковый ресурс, а существующие в округе избытки возникают от работы устаревшего оборудования. Износ станционного оборудования во всех энергосистемах превышает 50%, а в «Якутскэнерго», ЗАО «ЛуТЭК» и «Сахалинэнерго» — 70%. По прогнозам специалистов, к 2010 году более 23% (2,8 ГВт) оборудования ТЭС региона окончательно выработает парковый ресурс, а к 2015 году — 27% (3,4 ГВт). Все это выводит на первое место проведение модернизации существующих мощностей и строительство новых объектов. Пока энергоэкономика округа бездефицитна, но уже в ближайшие годы начнется реализация крупных инвестпроектов. Кроме того, согласно планам РАО «ЕЭС России» вырастут поставки электроэнергии в страны АТР с Дальнего Востока и из Сибири. Только в Китай планируется экспортировать ежегодно до 60 млрд кВт•ч из двух зауральских округов.

Прогнозируемый рост электропотребления Дальнего Востока в ближайшие пять лет примерно 2% в год. В результате электропотребление ДФО к 2010 году может составить 42,6 млрд кВт•ч в год. Без ввода новой генерации в ОЭС Востока с учетом отработки паркового ресурса начиная с 2008 года прогнозируется дефицит мощности, который достигнет к 2010 году 0,9 ГВт. А с учетом развития строительства в Хабаровске, Благовещенске и Биробиджане возникнет и дефицит тепла.

Второй ограничитель — недостаточная пропускная способность и изношенность от 50 до 70% электросетевого хозяйства. В некоторых распределительных сетях износ достигает 90%, это грозит аварийными ситуациями. А выделяемых финансов на замену основных фондов хватит только на половину от необходимого. А ведь еще нужно объединить изолированные энергорайоны и обеспечить большую надежность энергоснабжения путем организации перетоков энергии из избыточных узлов в дефицитные.

В ближайшие годы будет реализован комплекс мероприятий, требующий громадных инвестиций. Согласно проекту генеральной схемы размещения объектов энергетики до 2020 года, в ДФО планируется практически удвоить установленную мощность региональных энергосистем, доведя ее до 23,4 ГВт. А выработка электроэнергии к тому же времени должна увеличиться с 39 млрд кВт•ч в прошлом году до 97,9 млрд кВт•ч. В рамках инвестпрограммы РАО «ЕЭС России» к 2011 году в округе будет построено 1,7 ГВт генерирующих мощностей. На реализацию этих проектов будет направлено не менее 46 млрд рублей.

Наиболее перспективными проектами могут стать гидрогенерирующие мощности, хотя они и самые затратные. Но Дальний Восток и Забайкалье обладают более 45% потенциальных гидроэнергетических ресурсов России, почти 68% из которых могут быть использованы технически. Современный же уровень практического использования гидроэнергетических ресурсов в регионе крайне низок — около 1% от валового потенциала.

Одним из крупнейших проектов в энергетике является строительство и ввод мощностей Бурейской ГЭС (пос. Талакан, Амурская обл.). Его необходимо рассматривать в комплексе со строительством двух других важнейших объектов: ЛЭП-500 кВ «Приморская ГРЭС — Хабаровская ТЭЦ» с переходом через реку Амур и строительством заходов ЛЭП на Бурейскую ГЭС. При завершении строительства межсистемных линий электропередачи 500 кВ для выдачи мощности Бурейской ГЭС и связи Хабаровской и Дальневосточной энергосистем переток мощности от Бурейской ГЭС в остродефицитное Приморье может достигать 0,9–1 ГВт. Совокупные инвестиции в завершение строительства Бурейской ГЭС оцениваются в 20,2 млрд рублей.

Второй значимый проект в гидрогенерации — строительство Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса (ГЭК) в Якутии. В его состав войдут четыре ГЭС на притоках реки Алдан — реках Учур и Тимптон — общей установленной мощностью 5 ГВт. Ввод в эксплуатацию этого комплекса позволит не только полностью покрыть потребности Якутии в электроэнергии (по прогнозам, к 2015 году энергопотребление в республике увеличится примерно на 7 млрд кВт•ч), но и направлять большую часть энергии в ОЭС Востока, а в перспективе — и на экспорт в АТР. По оценкам, затраты на строительство Южно-Якутского ГЭКа составят около 8,2 млрд долларов, а само строительство с выходом на проектную мощность займет не менее 16 лет. Пока, судя по всему, за счет средств Инвестфонда и ОАО «ГидроОГК» в рамках мегапроекта «Комплексное развитие Южной Якутии» решено строить только одну ГЭС из каскада — Канкунскую мощностью 1600 МВт.

Инвестиционных проектов в теплоэнергетике еще больше, но все они в достаточной степени локальны. Существуют планы по наращиванию мощностей Нерюнгринской ГРЭС, входящей в «Якутскэнерго». Сегодня она вырабатывает около 2,5 млрд кВт•ч в год и уже является избыточной. На ГРЭС можно увеличить установленную мощность (570 МВт) на 450 МВт. Для выдачи добавленной мощности планируется построить ЛЭП 500 кВт от Нерюнгри до Сковородина. Эта линия изначально предназначалась для энергоснабжения Транссиба, но может быть использована и для экспорта энергии в Китай. Стоимость проекта — 460 млн долларов.

Основной целью реформы в теплоэнергетике станет оптимизация топливного баланса. По расчетам РАО «ЕЭС России», к 2020 году планируется существенно снизить существующую долю мазута до 4,7%, немного нарастить долю угля (до 79,4%), одновременно повышая качество его использования. Доля газа в топливном балансе останется практически неизменной (около 16%).

Другая важная цель — развитие сетевой инфраструктуры Дальнего Востока. Прежде всего для того, чтобы объединить ОЭС Востока с ОЭС Сибири, а также сократить до минимума существование изолированных узлов в самом округе. Так, в развитие магистрального сетевого комплекса ДФО Федеральная сетевая компания в 2007–2015 годы планирует инвестировать более 44 млрд рублей. В эксплуатацию будет введено свыше 4,2 тыс. МВА трансформаторной мощности, а протяженность ЛЭП напряжением 220–500 кВ увеличится на 3,5 тыс. километров.

Решение сетевых проблем тем более важно, что изолированные энергосистемы Дальнего Востока в перспективе могут стать избыточными. Так, в западном районе Якутии, объединяющем центры алмазодобычи и нефтегазодобычи (Мирный, Удачный, Ленск, Вилюйск, Нюрба), энергоснабжение обеспечивает каскад Вилюйских ГЭС. Мирнинская ГРЭС, работающая на местном газе, выполняет функции резерва и теплоснабжения. Но после завершения строительства Вилюйской ГЭС-3 весь каскад достигнет мощности в 1 ГВт и будет способен обеспечить энергией как новые производства (алмазные рудники, нефтедобычу на Талаканском и Чаяндинском месторождениях), так и вилюйские сельскохозяйственные районы Якутии. Центральная Якутия снабжается энергией с Якутской ГРЭС и Якутской ТЭЦ общей мощностью 272 МВт. Здесь ведутся работы по газоснабжению. В перспективе Якутии придется строить ЛЭП для объединения собственных энергосистем.

Центральный энергоузел Магаданской области обеспечивается на 95% Колымской ГЭС, а также тепловыми станциями «Магаданэнерго», работающими на привозном угле. Хотя в регионе в силу объективной депрессии в экономической сфере потребление энергии упало, перспективы развития области, связанные с горнодобывающим комплексом, поставят вопрос достройки второй из каскада Колымских ГЭС — Усть-Среднеканской ГЭС мощностью 570 МВт. На начало 2006 года уровень готовности пускового комплекса составлял 79%. А ввод первого агрегата запланирован на 2009 год, для чего нужно более 8 млрд рублей. После установки всех четырех агрегатов в 2013 году станция сможет вырабатывать до 2,6 млрд кВт•ч в год, что сделает Магаданскую энергосистему крупным экспортером энергии.

В самом трудном положении пока находится Камчатская энергосистема. С советских времен энергетика полуострова создавалась исключительно на привозном топливе — мазуте. В Петропавловске-Камчатском были построены две мазутные ТЭЦ, в большинстве поселений работали ДЭС. В новое время энергоснабжение Камчатки стало главной обузой для регионального бюджета, а местная энергетика — главным источником социальных бедствий. Стоимость киловатт-часа достигла на Камчатке гигантских размеров в 17 рублей.

Камчатке необходим газопровод. По программе газоснабжения полуострова уже давно осваиваются четыре газоконденсатных месторождения западного побережья Камчатки — Кшукского, Нижне-Квакчикского, Средне-Кунжинского и Северо-Колпаковского. В перспективе здесь возможна добыча 1,5 млрд куб. метров газа в год. Под этот проект уже несколько лет строится газопровод из Соболева до Петропавловска-Камчатского протяженностью 381 километр. За счет этого Камчатские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 можно будет перевести на газ и заместить около 570 тыс. тонн мазута, 165 тыс. тонн угля и 12 тыс. тонн дизельного топлива.

Строительство этого газопровода было начато еще в 2000 году, но мешали разнообразные обстоятельства. Точку в этом вопросе поставил президент России, выступая 5 сентября на совещании по вопросам социально-экономического развития Камчатки. Он жестко отчитал чиновников: «Отдали бы этот проект “Газпрому”, все давно было бы построено». Неудивительно, кому новый премьер-министр Виктор Зубков сразу же поручил достроить трубу.

«Газпром» уже заявил, что готов довести проект до конца «за счет собственных средств». «Срок окончания строительства и ввода в эксплуатацию газопровода определен. Это 2010 год. То есть можем с уверенностью сказать, что газопроводу быть», — заявил губернатор Камчатского края Алексей Кузьмицкий.

Что касается Сахалинской энергосистемы, основу которой сегодня составляют четыре крупные ТЭЦ (работающая на угле Южно-Сахалинская ТЭЦ и Сахалинская ГРЭС, работающая на газе Охинская ТЭЦ и Ноглинская газовая электростанция), то здесь речь идет о включении в энергообеспечение природного газа, добываемого на шельфе острова. В дальнейшем к тому же отсюда планируется экспортировать энергию в Японию.

Тарифная боль

Реализация всех этих направлений, по оценке Минпромэнерго, сможет решить самую главную проблему энергетики Дальнего Востока — проблему высоких тарифов на электрическую и тепловую энергию. Не секрет, что дальневосточная энергетика сегодня в России наиболее затратна. Если в целом по стране доля угля в топливном балансе производства энергии составляет 29–32%, то на Дальнем Востоке она достигает 75%. При этом 23% твердого топлива завозится из-за пределов региона, хотя в округе существуют большие запасы угля. В результате столь неэффективной политики уголь становится дороже на 40%, а в Камчатском крае, Магаданской области, а также Корякском и Чукотском автономных округах — на 60%. Цена для потребителей электрической энергии в ДФО в 1,7 раза превышает среднероссийскую. При этом в Корякском и Чукотском автономных округах превышение составляет соответственно 11 и 4 раза.

Не лучше ситуация и с тарифами на тепловую энергию — они выше средних по России в 2,2 раза. А тепловая энергия, вырабатываемая энергоисточниками ЖКХ, обходится дороже энергии ТЭЦ в 1,2–2 раза. Так как значительное число населенных пунктов округа расположено в зоне низких температур, где отопительный период составляет от 10 до 12 месяцев, ситуация становится недопустимой.

Высокие тарифы на электрическую энергию и транспортные издержки угрожают экономической безопасности округа, мешают развитию промышленных предприятий, сельскохозяйственных товаропроизводителей, предприятий социальной сферы. Главным выходом из положения здесь видят прямое субсидирование государством разницы в стоимости тарифов на электрическую энергию. Выделяемая из федерального бюджета субвенция на компенсацию разницы в тарифах на электроэнергию в размере 2,14 млрд рублей остается неизменной в течение последних шести лет и практически не оказывает влияния на сдерживание роста тарифов. Более того, с 2005 года она включена в общий объем дотаций дальневосточным субъектам РФ на выравнивание уровня бюджетной обеспеченности, поэтому ее распределение зависит от решений администраций регионов. Недостаток субвенций на компенсацию тарифов при увеличении затрат на производство электроэнергии, в том числе по причине удорожания нефтепродуктов и провозных платежей, а также мероприятия по постепенному уходу от перекрестного субсидирования привели в 2006 году к росту тарифов на электрическую энергию для населения от 9 до 36%.

Заместитель министра промышленности и энергетики России Андрей Дементьев в июле этого года сообщил, что тарифы на электроэнергию на Дальнем Востоке смогут сравняться со среднероссийскими только к 2017–2018 годам, и то если в округе изменится структура топливного баланса и будут созданы новые энергомощности. «Как только мы нарастим потребление, тарифы начнут снижаться. Сейчас загрузка энергопредприятий округа составляет 30–45 процентов», — отрезал чиновник. А пока окружные власти и губернаторы ДФО просят федеральный центр довести дальневосточные тарифы до среднероссийского уровня за счет субсидий из федерального бюджета в объеме 26 млрд рублей. Причем субсидии должны быть адресными. Интересно, что такую позицию чиновников поддерживает и РАО «ЕЭС России».

Забытые альтернативы

Нельзя в таком положении забывать об альтернативных источниках энергии. Дальний Восток обладает уникальными геотермальными ресурсами на Камчатском полуострове и Курильских островах, приливной энергией Тугурского и Пенжинского заливов Охотского моря. При этом альтернатива важна прежде всего для энергообеспечения северных и труднодоступных районов ДФО, куда бессмысленно тянуть большие сети.

Более 75% территории Дальнего Востока по своим экономико-географическим и природно-климатическим условиям относится к зоне Крайнего Севера, где проживает около 2 млн человек. На территории северных районов Дальнего Востока множество мелких изолированных потребителей с нагрузками до 3–5 МВт, которые обеспечиваются энергией от небольших ведомственных дизельных электростанций (ДЭС). Их оборудование в большинстве точек уже давно устарело и износилось. Поэтому для электроснабжения удаленных изолированных потребителей планируется использовать автономные энергоустановки различных типов.

По оценкам ассоциации «Дальний Восток и Прибайкалье», в Камчатском крае, Магаданской области, Чукотском автономном округе и на Курильских островах можно оптимально использовать геотермальные ресурсы. Только на Камчатке это примерно 42 млн Гкал в год. Малые и микро-ГЭС с высокой эффективностью прежде всего могут применяться у изолированных потребителей на всей территории Дальнего Востока. При этом каждые 100 кВт мощности МГЭС позволят вытеснить от 30 до 85 тонн дизельного топлива в зависимости от числа часов работы гидроагрегата. Наиболее перспективные регионы для освоения ветроэнергетических ресурсов — арктическое и северо-восточное побережье Дальнего Востока, а также горные районы и возвышенные места континентальной части.

Дальнейшие перспективы развития энергетики Дальнего Востока будут связаны как с обеспечением внутреннего потребления в связи с реализацией крупных инвестиционных проектов, так и с ростом экспорта в страны АТР. Для этого дальневосточным энергетикам придется модернизировать существующие мощности, строить новые объекты, менять структуру топливного баланса (хотя радикальной смены модели не произойдет), а также укреплять связи друг с другом, ОЭС Сибири и всей страной.