Силовой остров

24.09.2012 РАО ЭС Востока

О развитии электроэнергетики Дальнего Востока и ходе подготовки к отопительному периоду 2012-2013 гг. доложил генеральный директор холдинга «РАО ЭС Востока» Сергей Толстогузов на совместном заседании Совета при полномочном представителе Президента РФ в ДФО Викторе Ишаеве и коллегии Минвостокразвития, которые сегодня прошли во Владивостоке.

Сергей Толстогузов рассказал о ходе реализации Комплексной программы развития электроэнергетики ДФО до 2025 года. Одними из перспективных и эффективных направлений развития электроэнергетики ДФО являются развитие безуглеродной генерации, использование электроэнергии для производства горячей воды и пара, развитие деятельности по экспорту электроэнергии.

В целом для энергетической отрасли основными проблемами развития по-прежнему остаются высокий износ оборудования, недостаточность и слабое развитие электрических связей, сложная логистика доставки топлива.

Одним из способов преодоления существующих проблем является новое строительство, на которое ориентирована масштабная инвестиционная программа холдинга на 2012-2014 годы, утвержденная Министерством энергетики. Основные приоритетные проекты программы: строительство ТЭЦ «Восточная» (г.Владивосток), Якутской ГРЭС-2 (1-я очередь), ТЭЦ в г. Советская Гавань, Сахалинской ГРЭС-2, 2-ой очереди Благовещенской ТЭЦ, строительство Уссурийской ТЭЦ, 1-ой очереди Сахалинской ГРЭС-2, ГТУ-ТЭЦ на ВТЭЦ-2 (г. Владивосток).

Для дальнейшего развития электроэнергетической отрасли ДФО в краткосрочной перспективе необходимо выделение государственного финансирования на реализацию приоритетных проектов для региона и разработка механизмов привлечения частных инвесторов.

Что касается отопительного сезона, то к настоящему моменту все ремонтные работы выполняются в соответствии с календарным планом, что позволит дать тепло вовремя во всех регионах в зоне ответственности холдинга. На ремонтную кампанию холдинг «РАО ЭС Востока» в текущем году планирует направить около 8,6 млрд. рублей. В течение 2012 года по ДЗО ОАО «РАО ЭС Востока» запланировано отремонтировать основного оборудования: 248 турбоагрегатов; 354 котлоагрегатов; 134 трансформатора; 4236 км электрических и 54 км тепловых сетей.

План по формированию запасов топлива на складах энергокомпаний холдинга по состоянию на 01.09.2012 выполнен более чем на 100%, продолжается пополнение аварийного запаса оборудования, запчастей, проводятся противоаварийные тренировки персонала, в том числе с участием органов исполнительной власти и подразделений ГУ МЧС России, осуществляется опробование работоспособности оборудования на резервном топливе.

Особое внимание холдинг уделяет регионам с высокими рисками прохождения максимумов энергетических нагрузок (в этом году в зоне ответственности РАО ЭС Востока два таких региона — Приморье и Сахалин).

В преддверии отопительного сезона у компании вызывает серьезное беспокойство ситуация с подачей газа на станции ДГК во Владивостоке. В период с декабря 2011 года по настоящее время ограничения поставок газа на энергообъекты ДГК вводились 15 раз, в том числе было 5 фактов ограничения с полным прекращением поставки газа Для отработки взаимодействия и снижения рисков ограничения энергоснабжения холдинг сегодня проводит межведомственные противоаварийные учения при возможных длительных перерывах с поставками природного газа на объекты генерации города Владивостока.

13.09.2012 РАО ЭС Востока

Между Дальневосточным банком и ОАО «РАО ЭС Востока» состоялось торжественное подписание соглашения об открытии резервного аккредитива на сумму 44,7 млн. долларов США.

Аккредитив будет открыт в пользу General Electric, являющимся поставщиком газотурбинных установок в рамках реализуемого ОАО «РАО ЭС Востока» проекта по строительству ТЭЦ в городе Владивостоке.

«Дальневосточный банк ОАО «Сбербанк России» является партнером по реализации инвестиционных проектов Группы РАО ЭС Востока на территории Дальнего Востока. Банком реализованы индивидуальные программы кредитования сотрудников компаний Группы. Данное соглашение является новым шагом в развитии наших партнерских отношений», отметил Евгений Титов, Председатель Дальневосточного банка ОАО Сбербанк России.

12.09.2012 АПБЭ

Генеральный директор ЗАО «АПБЭ» И.С. Кожуховский принял участие в Байкальском экономическом форуме, проходящем 13-15 сентября 2012 г. в Улан-Удэ.

И.С. Кожуховский принял активное участие в работе Международной экономической конференции «Новая экономика – новые подходы» и 14 сентября выступил на круглом столе «Развитие энергетики и энергетической инфраструктуры как фактор экономического роста Сибири и Дальнего Востока».

В своем докладе он осветил сложившиеся тенденции и проблемы в развитии электроэнергетики Сибири и Дальнего Востока и, в частности, Бурятии, отдельно остановившись на сравнительной динамике цен на электроэнергию по стране в целом, на Дальнем Востоке и по ОЭС Сибири.

Генеральный директор Агентства по прогнозированию балансов в области электроэнергетики сформулировал также основные задачи Дальнего Востока в области электроэнергетики и отметил, что необходимо изменить целевую установку развития отрасли, ориентируясь не на ускоренный ввод новых генерирующих мощностей, а на модернизацию существующих электростанций либо на активный демонтаж.

Кроме того, подчеркнул И.С. Кожуховский, нужно перейти к новой эффективной модели электроэнергетики Дальнего Востока, предусматривающей интеграцию в области электрических сетей, внедрение конкуренции в тепловой электроэнергетике, привлечение частных инвестиций в генерацию. Для решения проблем электроэнергетики региона очень важно активизировать развитие малой распределенной генерации, модернизировать коммунальную энергетику с внедрением когенерации.

Подробнее см.: Презентация к докладу И.С. Кожуховского «Развитие энергетики и энергоинфраструктуры как фактор экономического роста Сибири и Дальнего Востока»

11.09.2012 ДГК

Программа подготовки объектов ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» (ОАО «ДГК», входит в холдинг РАО «ЭС Востока») к предстоящему отопительному сезону выполняется в соответствии с графиком. Во всех филиалах и структурных подразделениях компании проходят проверки предварительной готовности к осенне-зимнему периоду 2012-2013 годов.

Из запланированных к перекладке 34,4 километра тепломагистралей уже заменено 24 километра. К началу отопительного сезона все работы, включая благоустройство территории, будут завершены. Во всех регионах после завершения ремонтов проходят гидравлические испытания теплотрасс, целью которых является проверка трубопроводов на плотность и прочность, с тем, чтобы устранить выявленные повреждения и дефекты до наступления холодов.

В соответствии с годовой программой ремонтов из 54 включённых в программу агрегатов (котлоагрегаты, турбоагрегаты, турбогенераторы, трансформаторы, водогрейные котлы) отремонтирован 31, ещё 16 находятся в ремонте, оставшиеся будут выведены в ремонт по графику. Полностью выполнена программа капитальных ремонтов трансформаторов.

На постоянном контроле находятся вопросы накопления нормативных запасов топлива для электростанций.

Особое внимание ОАО «ДГК» уделяет электростанциям и тепломагистралям, расположенным на юге Приморского края (филиалы «Приморская генерация» и «Приморские тепловые сети»). Это связано с тем, что Министерство энергетики России вновь отнесло Приморскую энергосистему, куда наряду с другими энергообъектами также входят и объекты ОАО «ДГК», к регионам с высокими рисками прохождения максимумов нагрузок.

07.09.2012 «Энергетика Дальнего Востока». Приложение, №167 (4952)

Большинство российских регионов уже почти два года живет в условиях полной либерализации рынка электроэнергии. Но Дальний Восток остался в числе территорий, где цены устанавливает государство. Иногда это не так уж плохо для потребителей, однако властям есть над чем поработать: действенных механизмов возврата инвестиций для производителей электроэнергии пока не предусмотрено, и это грозит проблемами при модернизации отрасли.

Нестандартные территории

По данным НП "Совет рынка", суммарная мощность дальневосточных электростанций в два с половиной раза больше потребностей региональных потребителей

С тех пор как реформа энергетики в России официально завершилась, в большинстве субъектов федерации регулируемые тарифы сохранились только для населения и приравненных к нему потребителей, а для предприятий и организаций цена электроэнергии определяется рынком. Правда, к ней прибавляются регулируемая ФСТ и региональными энергетическими комиссиями стоимость услуг по передаче электроэнергии (различается для высокого, среднего и низкого напряжения), сбытовая надбавка (на деятельность сбытовых компаний) и инфраструктурные платежи (на нужды системного оператора и организаций, обеспечивающих работу оптового рынка — очень небольшие). Так что в конечной стоимости киловатта доля «свободной» цены может быть не так уж высока — иногда меньше половины, но она все же есть.

На Дальнем Востоке ситуация другая. Среди девяти регионов ДФО нет ни одного, где цены отпустили бы на волю: малая заселенность территории налагает ограничения на работу энергетиков. Магадан, Сахалин, Чукотка, Камчатка и большая части Якутии (кроме Южно-Якутского района) — это районы, не связанные с электрическими сетями других регионов, основу энергоснабжения там составляет распределенная генерация: маленькие дизельные станции, дорогое привозное топливо и тарифы, которые, даром что регулируются, в несколько раз выше тех, к которым привыкли потребители в центральной России.

Другая часть ДФО — так называемая неценовая зона: Приморье, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская АО и южная часть Якутии. Со своим оптовым рынком электроэнергии, где встречаются единственный продавец и единственный покупатель. Функции единого закупщика и продавца выполняет ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» (ДЭК), входящая в «РАО ЭС Востока». Тепловая генерация сосредоточена в другой «дочке» РАО — ОАО ДГК, а гидрогенерация — в «РусГидро», которому РАО по большей части и принадлежит. С такой структурой собственности смешно говорить о конкуренции. Поэтому «справедливую рыночную цену» здесь определяет государство.

Бесценное регулирование

В 2011 году плановая средняя цена электроэнергии для юридических лиц в неценовой зоне Дальнего Востока составляла 2,33 руб. за 1 кВт ч, а в 2012-м — 2,32 руб. Впрочем, и эти деньги платят не все. По данным ДЭК, за первое полугодие 2012 года средняя цена покупки уменьшилась на 4,2%, до 2,23 руб. за 1 кВт ч — таким образом, предприятия сэкономили порядка 1,2 млрд руб. за счет снижения цены на оптовом рынке. В Федеральной службе по тарифам предлагают ничему не удивляться: «Дальний Восток — регион, развитию которого правительство уделяет особое внимание. Там действуют отличные от других субъектов Российской Федерации методики образования цен на электроэнергию. Эта деятельность направлена на усиление конкурентоспособности региона».

Определение цены оптового рынка в неценовых зонах не вполне тривиальный фокус. Устанавливая тариф на электрическую энергию, регулятор оценивает как стоимость ее производства на разных станциях (для чего генерирующие компании должны обосновать свое представление об уровне необходимой валовой выручки), так и ожидаемый объем потребления. Этот объем условно распределяется по источникам таким образом, чтобы полностью загрузить самые дешевые станции, то есть гидрогенерацию. Затем рассчитывается загрузка тепловых станций, работающих в режиме когенерации (вырабатывающих и свет, и тепло), все равно ведь без отопления никуда не денешься. Остальные тепловые электростанции принимаются в расчет в последнюю очередь. Исходя из этой плановой загрузки станций и определяется тариф. Впоследствии цена ежемесячно корректируется, и если фактически на «дешевых» станциях было произведено больше электроэнергии (например, прошло много дождей и гидростанции оказались загружены больше, а дорогие тепловые станции — меньше), то и потребитель заплатит меньше, чем планировалось. Похожая история происходит и со вторым товаром, торгуемым на оптовом рынке электроэнергии,— мощностью (фактически — готовностью станций в любой момент выдать в сеть необходимые объемы электроэнергии). Появление новых потребителей или снижение количества поставляемой мощности производителями уменьшает сумму, которую приходится платить каждому отдельному потребителю.

Экономия бывает весьма значительной. Например, в июне стоимость 1 кВт ч электроэнергии по одноставочному тарифу в Приморском крае оказалась на 17 коп. меньше, а в Якутии — на 27 коп. «Несмотря на регулируемое ценообразование, цена ведет себя абсолютно по-рыночному: дешевые станции загружаются, цена снижается. Даже в зимние месяцы цена на электрическую энергию с учетом мощности ниже установленных тарифов»,— отмечает начальник департамента сопровождения розничных рынков НП «Совет рынка» Сергей Филатов.

Энергоэффективность против тарифов

Одним из важных направлений поддержания стабильной тарифной ситуации в регионах ДФО является повышение эффективности энергетического комплекса, подчеркивает заместитель министра энергетики Михаил Курбатов. Для решения этой задачи предусмотрен целый ряд мер. Так, напоминает господин Курбатов, в результате выполнения комплексной программы развития энергетики ДФО до 2025 года должна произойти оптимизация режимов работы оборудования энергосистем Дальнего Востока для снижения потерь за счет большей загрузки ГЭС.

Кроме того, говорит заместитель главы Минэнерго, должны быть снижены удельные расходы топлива на выработку 1 кВт ч на 15% за счет ввода новых эффективных генерирующих и вывода неэффективных мощностей. Сейчас, как поясняют в НП «Совет рынка», так называемый коэффициент резервирования на Дальнем Востоке больше, чем где бы то ни было в стране: он составляет 2,5, то есть суммарная мощность существующих станций в 2,5 раза больше потребности. Но, во-первых, среди этих станций много старых и неэффективных, а во-вторых, при подобном общем «переизбытке» все еще остаются города и районы, страдающие от дефицита мощности (например, с такими ограничениями столкнулся Владивосток).

Для удаленных районов важным является еще одно направление — развитие локальной генерации с использованием местных топливных ресурсов или альтернативных генерирующих источников. «Как известно, значительная часть в тарифах на электроэнергию в ДФО — это топливная составляющая»,— отмечает заместитель министра. В частности, утвержденной Минэнерго программой развития локальной генерации с обеспечением местными топливными ресурсами Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года предусматривается внедрение многофункциональных энергетических комплексов: возобновляемые источники энергии плюс дизельные электростанции плюс котельные с высокой степенью автоматизации. Повышение эффективности использования топлива, использование местных видов топлива и возобновляемых источников энергии помогут в борьбе против высоких тарифов.

Если же говорить об электросетевом комплексе, продолжает господин Курбатов, то здесь необходимо совершенствовать вопросы RAB-регулирования и качества инвестиционного планирования. «Здесь очень многое зависит от региональных органов власти в части качества разработки схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов РФ. Очень часто Минэнерго и энергокомпаниям приходится сталкиваться с тем, что потребляемая мощность оказывается существенно меньше заявленной в плане, в то время как энергетики полностью выполнили свои обязательства и обеспечили необходимые вводы»,— сетует он.

Инвестиционные задачи

Вопрос, как обеспечить финансовую сторону предполагаемой модернизации энергетики в районах Дальнего Востока, остается пока открытым. «Что касается источников финансирования и создания системы возврата инвестиций для генераторов в неценовых зонах, то такие механизмы сейчас находятся только в стадии обсуждения»,— говорит Михаил Курбатов, соглашаясь, что теоретически одним из вариантов может быть использование в неценовых зонах долгосрочных, на 15-20 лет, договоров о поставке мощности (ДПМ).

«По механизму ДПМ можно четко прописать обязательства генератора по выдаче мощности: местоположение, сроки ввода мощности, ее объемы, технические характеристики оборудования. А с другой стороны, договоры на сроки до 20 лет позволяют сгладить темп роста тарифов от ввода новых мощностей на отдельных территориях для потребителей и зафиксировать норму доходности генераторов»,— уточняет господин Курбатов.

Договоры о поставке мощности хорошо зарекомендовали себя в качестве механизма возврата инвестиций в ценовых зонах, но, как замечает Сергей Филатов, территории эти куда более населенные, поэтому затраты на строительство новых станций, которые несут компании согласно ДПМ, распределяются на большое количество плательщиков. В случае простого копирования этого механизма на изолированный от единой энергосистемы России малонаселенный Дальний Восток затраты распределятся на куда меньшее количество плательщиков, что может быть весьма болезненным. Так что задача создать аналог ДПМ на Дальнем Востоке, подчеркивают в НП «Совет рынка»,— сложная, которую, однако, нужно решать.

Совершенствование механизмов тарифного регулирования представляется весьма актуальным для генерирующих компаний, планирующих вложить десятки миллиардов в строительство новых энергоблоков. К примеру, стоимость реализации утвержденной Минэнерго инвестиционной программы «РАО ЭС Востока» (с учетом проектов дочерних компаний) на 2012-2014 годы составляет 20,1 млрд руб. в 2012 году, 28,5 млрд руб. в 2013 году и 28,5 млрд руб. в 2014 году. Естественно, энергетикам хотелось бы обеспечить окупаемость этих затрат.

«Необходимость в разработке инструментов для привлечения инвестиций в электроэнергетику Дальнего Востока очень высока,— рассуждает зампред правления «Совета рынка» Павел Сниккарс.— Это единственная возможность обеспечить финансирование нового строительства объектов дальневосточной электроэнергетики, на которое там сейчас деньги взять просто неоткуда. Но нам представляется, что на сегодня локальных источников может быть не вполне достаточно. Территория изолированных систем Дальнего Востока — это территория, в которую всегда придется дополнительно финансировать из федерального центра или иных внешних источников».

Нет готового решения и у Минэнерго. По словам господина Курбатова, «о конкретной проработке» вопроса о применении ДПМ на Дальнем Востоке «говорить пока рано». Но, заверил заместитель министра, «в любом случае Минэнерго будет использовать комплексный и сбалансированный подход, который должен обеспечить отсутствие резкого роста тарифа для потребителей Дальнего Востока».

07.09.2012 «Энергетика Дальнего Востока». Приложение, №167 (4952)

Уже два года ОАО «РАО Энергетические системы Востока» реализует концепцию развития альтернативной энергетики на территории Дальнего Востока. Считается, что задействование возобновляемых источников энергии в автономных энергосистемах отдаленных районов Якутии, Сахалинской области и Камчатского края позволит снизить затраты на дизельное топливо, увеличить потребление возобновляемых энергоресурсов и достичь высокой экономической эффективности.

Ветер и солнце

Комплекс солнечных батарей суммарной мощностью 30 кВт обеспечивает около 20% годового потребления электроэнергии поселка Батамай

Село Батамай — место, где построена первая в стране настоящая солнечная электростанция,— находится в двух часах полета вертолетом от Якутска. Все население поселка — 200 человек, в основном занятых разведением пушных зверей. На сотни километров вокруг села — тайга. Для построенной при советской власти дизельной электростанции топливо доставляют по реке, поэтому электричество, получаемое от сжигания завозной солярки, оказывается буквально золотым.

В июле 2011 года «Сахаэнерго», дочерняя компания «Якутскэнерго», входящего в состав холдинга «РАО Энергетические системы Востока», смонтировало в селе первый блок солнечных батарей: солнечные панели привезли из Китая, комплекс управления — из Москвы, кабели и вспомогательное оборудование покупали в обычных электротехнических магазинах. Первоначально солнечная электростанция (СЭС) состояла из 52 солнечных панелей общей мощностью 10 кВт. Эксперимент оказался успешным: станция не вышла из строя во время зимних морозов, и недавно специалисты «Сахаэнерго» смонтировали панелей еще на 20 кВт мощности. Сейчас комплекс суммарной мощностью 30 кВт обеспечивает около 20% годового потребления электроэнергии, необходимой для удовлетворения нужд 200 жителей Батамая. Остальную мощность по-прежнему поставляет дизельная станция.

«Стоимость солнечной станции в Батамае составляет 1,431 млн руб., срок эксплуатации — 25 лет. За 12 месяцев ее работы экономия топлива составила 8% от обычного годового объема. Дизельная станция потребляла солярку примерно на 2,5 млн руб. в год. Сейчас за счет солнечной станции затраты сократились до 2,3 млн руб., то есть СЭС за счет экономии окупится за семь лет»,— рассказывает главный инженер ОАО «Сахаэнерго» Сергей Губский.

Вторую солнечную электростанцию «Сахаэнерго» летом запустило в селе Ючюгей Оймяконского района, совсем рядом с полюсом холода, где зимой температура опускается до -70оС. Установленная мощность новой СЭС составляет 20 кВт. Ючюгейская СЭС состоит из двух платформ, каждая из которых смонтирована из 87 панелей — на этот раз российского производства. Мощность каждой платформы составляет 10 кВт. В компании говорят, что качество китайских и отечественных панелей оказалось вполне сопоставимым.

Платформы Ючюгейской СЭС снабжены поворотным механизмом, позволяющим поворачивать панели за солнцем — более точный «прицел» на солнце повышает эффективность панелей на 40%.

«СЭС в Ючюгее обошлась в 1,728 млн руб. Однако срок ее окупаемости за счет большей мощности существенно короче, чем у Батамайской СЭС,— всего четыре года»,— отмечает Сергей Губский.

Обе станции — эксперименты, оказавшиеся удачными. Специалисты «Сахаэнерго» сейчас ищут «коробочные», тиражируемые технические решения, подходящие для местных климатических и экономических условий. Они убеждены, что при наличии таких решений внедрение альтернативной энергетики в энергоизолированных районах Якутии можно будет поставить на поток и добиться ее экономической эффективности.

СЭС лишь один из инструментов использования альтернативных источников энергии. Командорские острова — в буквальном смысле край земли. Их население не превышает 600 человек, проживающих в единственном на островах селе Никольском. Везти сюда топливо для электростанции еще сложнее, чем в якутские поселки. Но в районе островов холодное течение из Северного Ледовитого океана сталкивается с ветвями теплого течения Куросио. Из-за возникающих возмущений средняя годовая скорость ветра на Командорах составляет 7,1 м/с, и почти каждый месяц бывают дни, когда скорость ветра достигает ураганной силы — более 30 м/с (108 км/ч).

В конце сентября ОАО «Передвижная энергетика», входящее в состав «РАО ЭС Востока», планирует запустить в селе Никольском ветродизельный комплекс, в состав которого войдут две ветроэнергетические установки. Мощность каждой — 275 кВт, общая стоимость проекта — 112 млн руб.

Для строительства ветроэнергетической станции были выбраны самоподъемные ветряки французской компании Vergnet. Для их установки не требуется кран большой грузоподъемности. Опустить агрегат на землю могут два человека менее чем за час. Такие ветряки применяются на островах в Тихом океане.

«Передвижная энергетика» планирует до 2016 года построить ветродизельные комплексы на 11 ветряков в Усть-Камчатске и Тиличиках, на 5 ветряков — в Оссоре, Манилах, Пахачах, на 7 ветряков — в Палане. По проектным расчетам, до 45% дизельной электроэнергии на Камчатке будет замещено ветровой.

Дальневосточные электростанции, работающие на альтернативных источниках энергии,— один из немногих примеров эффективного использования возобновляемых энергоносителей в России, хотя такие попытки предпринимались и ранее. Летом 1992 года «Янтарьэнерго» запустило в Калининградской области ветропарк, который передает электроэнергию не только окрестным предприятиям, но и в централизованную сеть. В 1964 году в юго-западной части Камчатского полуострова была запущена первая в России геотермальная электростанция. Сейчас до 15% электропотребления Камчатки обеспечивается за счет использования потенциала геотермальных месторождений. У нас идет активное развитие децентрализованной подачи электричества, вырабатываемого маломощными «зелеными» электростанциями, например солнечная энергетика в Краснодарском крае, гидро-, солнечная, малая ветряная энергия, а также выработка биогаза на Алтае. Все это развивается на уровне локальных решений, рассчитанных на обеспечение отдельных предприятий, хозяйств или зданий. Поставки же «зеленой» энергии генерирующей компанией действительно единичный случай. Да и сама идея внедрения альтернативной энергетики связана не столько с заботой об окружающей среде, сколько со стремлением минимизировать убытки, связанные с электрификацией отдаленных сел. Себестоимость энергии, вырабатываемой в описанных выше районах, доходит до 150 руб. за 1 кВт ч. Но продавать ее потребителю даже по себестоимости нельзя: действуют жесткие тарифы. В «ЭС Востока» не скрывают, что если бы тарифов не было, а цена определялась рынком, на эксперименты с солнцем и ветром в компании вряд ли пошли бы. Но пока действует тарифное регулирование, а топливо дорожает, энергокомпании придется расширять сферу применения станций, работающих на возобновляемых источниках энергии.

Европейский опыт

До 2016 года на Камчатке планируется построить 11 ветрогенераторных комплексов

Зарубежные компании, лидирующие в сфере внедрения «зеленых» технологий на мировом рынке, считают, что развитие альтернативной энергетики в России имеет значительный потенциал.

«Среднегодовая скорость ветра на Дальнем Востоке превышает 7-8 м/с. Это влечет за собой более высокий коэффициент использования установленной мощности и значительно лучшую по сравнению с остальной территорией России выработку электроэнергии. Принимая во внимание то, что капитальные затраты на строительство ветроэлектростанции и операционные затраты на ее сопровождение на Дальнем Востоке немногим отличаются от таких же затрат на других территориях, а также то, что стоимость 1 кВт ч на Дальнем Востоке выше, чем в остальных регионах, срок окупаемости таких проектов будет более коротким, а проект — экономически привлекательным»,— говорит Константин Беляев, менеджер по сбыту и подготовке предложений департамента «Энергия ветра» компании Siemens в России и Центральной Азии.

В соответствии с программой развития, разработанной Минэнерго, к 2020 году планируется 4,5% электроэнергии вырабатывать из возобновляемых источников энергии. Однако промежуточный ориентир — достичь 1,5% к 2010 году — не был выполнен. Очевидно, что из-за низких цен на углеводороды альтернативной энергетике в нашей стране требуется государственная поддержка. Формы такой поддержки разрабатывались и предлагались — повышающие тарифы, коэффициенты, однако ничего из этого реализовано не было.

«Традиционная энергетика очень активно потребляет государственную поддержку, поэтому видит в лице альтернативной энергетики конкуренцию за государственные средства. Сейчас у нас в стране существуют разные энергетические лобби, которые используют свои возможности административного влияния на лиц, принимающих решения. Поэтому государственная поддержка «зеленой» энергетики далека от совершенства: нам не хватает политической воли. Государственные подходы к стимулированию должны быть достаточно серьезными и эффективными. Примеры многих стран — не только Европы, но и Китая, Украины — показывают, что четкая и эффективная государственная поддержка позволяет эффективно развивать сегмент выработки энергии из возобновляемых источников»,— отмечает Алексей Книжников, координатор программы WWF по экологической политике нефтегазового сектора.

Впрочем, в связи с тем, что страна вступила в ВТО, возможно некоторое выравнивание рынка традиционных энергоносителей. Если подорожание различных видов традиционного топлива произойдет, то, с одной стороны, это повысит экономическую конкурентоспособность альтернативной энергетики, а с другой — подтолкнет в сторону реальных действий, направленных на повышение энергосбережения, энергоэффективности.

В качестве примера можно привести наших соседей: Украина успешно переняла позитивный опыт Европы. В июле правительство Украины приняло проект закона «О внесении изменений в Закон Украины об электроэнергетике», в соответствии с которым частные домохозяйства смогут продавать излишки своей солнечной энергии в национальную сеть, причем украинские энергокомпании будут обязаны покупать эти излишки. Впрочем, Украина уже давно считается лидером СНГ по внедрению проектов в области альтернативной энергетики. За последние три года в стране было запущено более 20 солнечных электростанций. А в Крыму возле села Перово в конце прошлого года была запущена крупнейшая в Европе и СНГ солнечная электростанция, способная покрыть плановую пиковую потребность в электроэнергии Симферополя.

07.09.2012 «Энергетика Дальнего Востока». Приложение, №167 (4952)

Александр Новак, министр энергетики РФ

Дальний Восток относится к числу стратегических регионов нашей страны. Он обладает огромным потенциалом и, по сути, является воротами в бурно развивающийся рынок Азиатско-Тихоокеанского региона. Ускоренное развитие этой территории является одной из приоритетных задач, определенных президентом и правительством России.

Напомню, что у нас уже действует стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона на период до 2025 года, соответствующая целевая программа, ряд других стратегических документов, активно идет их реализация. Однако никакое развитие невозможно без стабильного и эффективного энергоснабжения, полного удовлетворения спроса на топливные ресурсы, повышения эффективности их использования. Поэтому энергетика является одной из главных точек роста для экономики региона. От нас требуется принятие взвешенных, рациональных решений — как в сфере модернизации и строительства нефтяных, газовых, генерирующих и сетевых объектов, так и в области тарифного регулирования.

Реализация инфраструктурных энергетических проектов устранит существующий дисбаланс между качеством жизни в регионе по сравнению с европейской частью страны и даст толчок ускоренному социальному развитию Дальнего Востока. Приоритетное направление — энергообеспечение крупных промышленных объектов в точках роста. Особое внимание будет уделено таким важным инфраструктурным проектам, как нефтепроводная система Восточная Сибирь—Тихий океан, особая портовая зона Советская Гавань, которая в перспективе должна стать вторыми портовыми воротами России, проект по расширению и электрификации БАМа, восточная газовая программа.

Отдельный вопрос — развитие электроэнергетики. В соответствии с утвержденной программой развития энергетики Дальнего Востока к 2020 году суммарная мощность генерирующих объектов в ДВФО составит свыше 20 тыс. МВт. Электроэнергия пойдет как на обеспечение новых производственных мощностей в самом регионе, так и на экспорт в КНР.

В результате реализации программы за счет ввода новых эффективных генерирующих и вывода неэффективных мощностей должно произойти снижение удельных расходов топлива на выработку 1 кВт ч на 15%, что предотвратит резкий рост тарифов для потребителей. При этом уже сегодня благодаря сбалансированной тарифной политике стоимость электроэнергии практически во всех регионах Дальнего Востока сравнялась с аналогичным показателем Центрального федерального округа. Кроме того, Дальний Восток обладает огромным потенциалом для развития альтернативной энергетики на возобновляемых источниках. Уже сегодня реализуется ряд проектов в альтернативной энергетике, и это направление будет бурно развиваться в будущем.

В целях дальнейшего привлечения инвестиций в экономику края целесообразным представляется использование механизма особых экономических зон на территории отдельных регионов. В соответствии с поручением правительства Российской Федерации уже сформирована межведомственная рабочая группа по вопросу создания в Приморском крае особой административной зоны. Кроме того, обсуждаются механизмы создания условий для гарантированного возврата инвестиций, вложенных в развитие энергетики ДФО. Мы будем и дальше стимулировать развитие Сибири и Дальнего Востока, обеспечивая комфортные условия для инвесторов.

В целом уверен, что системная поддержка развития регионов, реализация инфраструктурных проектов в самом скором будущем дадут ощутимые результаты, обеспечат толчок для бурного развития экономики и существенно повысят качество жизни в этом стратегически важном для нашей страны регионе.

07.09.2012 «Энергетика Дальнего Востока». Приложение, №167 (4952)

В последние годы топливный баланс энергетики Дальнего Востока меняется. Уголь и мазут на ТЭЦ и ГРЭС постепенно вытесняются местным природным газом. Этот процесс ускорился с началом реализации государственной Восточной газовой программы, в соответствии с которой были построены газопроводы Сахалин—Хабаровск—Владивосток и Соболево—Петропавловск-Камчатский. Но во многих случаях при переводе энергетики на более экологичное топливо возникают технологические и экономические трудности.

Каменноугольный период и мазутный век

Новый энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 стал первым на Дальнем Востоке генерирующим объектом, изначально спроектированным для использования газа в качестве топлива

Традиционная схема топливоснабжения тепловой энергетики Дальнего Востока принципиально не отличалась от существовавшей в соседней Сибири или в европейской части страны. Основные электростанции строились по возможности там, где можно было использовать лежащее под ногами ископаемое топливо — удаленные от месторождений источники энергии работали на привозном сырье.

На Дальнем Востоке чаще всего таким «подножным» топливом был каменный или бурый уголь, при его отсутствии приходилось завозить топочный мазут. Благодаря такой энергостратегии было разработано удаленное от «большой земли» Аркагалинское каменноугольное месторождение в Магаданской области, снабжающее Аркагалинскую ГРЭС (одна из трех крупных электростанций региона, выведенная сейчас в резерв).

Некоторые месторождения становились центрами промышленных кластеров, например Нерюнгринское или Лучегорское месторождения угля. Но многие разработанные месторождения так и остались привязанными к единственному потребителю — местной ТЭЦ, экономика которой, в свою очередь, зависела от окрестных потребителей электроэнергии и тепла.

За пределами региона угольная схема в энергетике в чистом виде сохранилась лишь в Восточной Сибири с ее качественными углями кузнецких месторождений и огромными буроугольными запасами Канско-Ачинского бассейна. Западная Сибирь, Урал, европейская часть страны еще в советское время прошли через газификацию: большинство электростанций перешло с местного топлива на природный газ, более экологически чистый и удобный для сжигания. Но на запад газ шел потому, что это было экспортным направлением в Европу, а газовые запасы и маршруты зарубежных поставок на Дальнем Востоке не разрабатывались. Единственное, что здесь делалось,— это перевод угольных ТЭС на более качественный привозной уголь, что ставило энергетиков в зависимость уже от надежности и цены транспортировки топлива. Например, Магаданская ТЭЦ мощностью 96 МВт, также обеспечивающая теплом областной центр, долгое время работает на кузнецких углях, которые завозятся морем.

В результате энергетика Дальнего Востока с точки зрения повышения эффективности отстала от европейской части страны на несколько десятков лет. Были фактически упущены имевшиеся возможности введения газа в топливный баланс, например начало разработки газовых месторождений на шельфе Сахалина на принципах СРП. Нефтегазовые компании создавали здесь небольшую собственную генерацию, как правило не интегрированную в энергосистему острова, а местные станции продолжали работать на традиционном твердом топливе.

Перевод оборудования на газ начался только в 2005 году на Хабаровских ТЭЦ, в 2010 году была переведена на газ Камчатская ТЭЦ-2, а в 2011-м — Владивостокские ТЭЦ. Первый же энергообъект, работающий на газе изначально, появился лишь несколько дней назад: на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 «РАО ЭС Востока» был введен новый энергоблок мощностью 91 МВт.

Газ на Восток!

Угольная генерация на Дальнем Востоке остается довольно дорогой. По оценке начальника отдела методологии оценочной деятельности АКГ «МЭФ-Аудит» Константина Гречухина, стоимость производства энергии здесь в среднем вдвое выше общероссийской. «Переход станций на газ является эффективной альтернативой,— считает он.— Технические проблемы с обеспечением топливом вполне можно решить. Если рядом находятся свои запасы газа, почему его не использовать?» На другую, уже технологическую проблему указывает глава департамента исследований ТЭКа Института проблем естественных монополий Александр Григорьев: «Нынешний парк генерирующего оборудования на ТЭС, преимущественно угольных, имеет ограниченный диапазон регулирования. Поэтому даже полное покрытие потребностей в сетевом строительстве не позволит эффективно использовать имеющуюся генерацию. Необходимо строительство новых газовых мощностей, которые обладают необходимыми энергосистеме регулировочными возможностями».

В отдельных случаях, когда газификация источника энергии признавалась неотложной необходимостью, такие проекты все же запускались. Например, в 2008 году перевели на газ Николаевскую ТЭЦ в Николаевске-на-Амуре, работавшую до этого на привозном мазуте, также были газифицированы мощности ТЭЦ в Хабаровске. В Николаевске отказ от сжигания крайне дорогого мазута уже в 2009 году позволил сэкономить около 381 млн руб. Но большие изменения начались только после того, как «Газпром» начал инвестировать средства в Восточную газовую программу, принятую в 2007 году.

Эта программа отчасти повторяет советскую схему развития газовой отрасли, но со сменой направления с западного на восточное. Предполагается разрабатывать месторождения газа Восточной Сибири и Дальнего Востока, строить большие магистральные газопроводы и экспортировать газ в КНР и страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Параллельно газифицируется весь Дальневосточный регион. На Дальнем Востоке программа затронула собственно Сахалин, где ведется основная добыча газа, Хабаровский край, Приморье, а также Камчатку. Сейчас уже построены и введены в эксплуатацию два ключевых газопровода: Соболево—Петропавловск-Камчатский длиной около 400 км и Сахалин—Хабаровск—Владивосток протяженностью до 1800 км. Камчатский газопровод подает в Петропавловск-Камчатский топливо с Кшукского и Нижне-Квакчикского месторождений, расположенных на западе полуострова, по сахалинско-приморской трубе перекачивается на материк шельфовый газ.

Разумный топливный баланс

Сейчас доля газа в топливном балансе «РАО ЭС Востока» уже дошла до 37%, и, конечно, можно говорить о том, что перевод на газ ТЭЦ в Петропавловске-Камчатском позволяет отказаться от дорогого мазута, а во Владивостоке газификация должна резко снизить загрязнение воздуха электростанциями. Но на практике возник ряд вопросов и к экономике проектов, которая оказалась недостаточно просчитанной, и к технологии газоснабжения.

Наиболее ярким примером можно считать историю с камчатскими газовыми тарифами. В 2010 году, после газификации Камчатской ТЭЦ-2, выяснилось, что привозной мазут был не так уж дорог, если сравнивать его с газом. Фактически на Дальнем Востоке оказались самые высокие в России цены на газ.

Первоначально рассчитанный тариф на газ для Камчатки приблизился к 11 тыс. руб. за тысячу кубометров (для сравнения: в европейской части России тарифы и сейчас находятся в среднем на уровне 2,5-3 тыс. руб. за тысячу кубометров, а в Ямало-Ненецком округе — на уровне 2 тыс. руб.). На 2011 год удалось договориться о снижении тарифа на Камчатке до 4,5 тыс. руб. (к примеру, близкие ставки — от 3,9 тыс. до 4,7 тыс. руб. за тысячу кубометров ФСТ установила на 2012 год для Архангельской области, где также производятся работы по расширению единой системы газоснабжения, требующие серьезных инвестиций). Но для этого государству пришлось выплачивать «Газпрому» ежегодные бюджетные субсидии, покрывающие льготные ставки тарифа.

Еще одна тарифная проблема возникла во Владивостоке, где Дальневосточная генерирующая компания (ДГК), входящая в холдинг «РАО ЭС Востока», после газификации местных мощностей летом текущего года попросила краевые власти о субсидиях и налоговых льготах. Перевод на газ Владивостокской ТЭЦ-1, ТЦ «Северная» и части котлов ТЭЦ-2 обойдется компании в 6,5 млрд руб. Эти средства в основном привлекались за счет кредитов, и, чтобы их вернуть, ДГК нужны высокие тарифы на тепло. Нынешний уровень тарифов не позволяет этого сделать, но включение в них необходимых ДГК средств может поднять стоимость тепла на 30%.

Наконец, оставляет желать лучшего и надежность газоснабжения Приморья и Хабаровского края. На новом трубопроводе с Сахалина сразу же возникла проблема гидратных пробок. При низких температурах и высоком давлении смесь легких углеводородов с водяными парами может отвердевать и закупоривать трубы. В результате газовики вынуждены ограничивать снабжение на время ликвидации пробок. «С декабря 2011 года по настоящее время ограничения поставок газа на энергообъекты ДГК вводились 15 раз»,— заявил в начале августа глава «РАО ЭС Востока» Сергей Толстогузов. Пять раз, по его словам, ограничение привело к полному прекращению поставок газа. В таких случаях электростанции вынуждены переходить на дорогой резервный мазут, что ведет к убыткам. С декабря 2011 года по апрель 2012 года из-за гидратных пробок дополнительные расходы ДГК на топливо оцениваются в «РАО ЭС Востока» примерно в 400 млн руб. Кроме того, запасы резервного топлива на ТЭЦ обычно рассчитаны всего на пять дней, после этого приходится вводить ограничения поставок тепла и электроэнергии.

На местном топливе

«Строительство генмощностей на газе на Дальнем Востоке необходимо,— считает Александр Григорьев.— Вопрос только в том, в каких объемах эти мощности нужны. Потребность в них определяется конфигурацией энергосистемы: если сетевые связи будут развиты, то это один уровень, если нет — другой. В любом случае уходить от угля, по крайней мере, местного, в генерации на Дальнем Востоке было бы экономически неоправданно».

О том, что из-за особенностей регионов в ДФО особенно важно «сбалансированное развитие», говорят и в Минэнерго. Тут в министерстве, в частности, упоминают «локальную генерацию с использованием местных топливных ресурсов или альтернативных генерирующих источников». Но в данном случае речь идет в основном о потребителях, удаленных от больших энергосистем. Программа развития локальной генерации на Дальнем Востоке и в Байкальском регионе до 2025 года, утвержденная Минэнерго, предусматривает «внедрение многофункциональных энергетических комплексов (работающих на возобновляемых источниках энергии в сочетании с дизельными электростанциями и котельными) с высокой степенью автоматизации, повышение эффективности использования топлива, использование местных видов топлива и возобновляемых источников». В качестве примера в министерстве привели пуск ветроэлектростанции в Якутии в 2012 году. Отметим также, что уже в августе «РАО ЭС Востока» начало строительство на Командорских островах ветродизельного комплекса с двумя ветроэнергетическими установкам мощностью по 275 кВт. В дальнейшем аналогичные комплексы предполагается устанавливать и в удаленных поселках Камчатки.

07.09.2012 «Энергетика Дальнего Востока». Приложение, №167 (4952)

Дальневосточной энергетике после 20-летней инвестиционной паузы срочно требуется инвестиционный механизм.

Крупнейшие электростанции расположены в северной части Дальневосточного округа, а основные потребители энергии — на юге региона

Энергокомпании региона ни самостоятельно, ни за счет потребителей не могут справиться с финансированием инвестпрограмм. Государство же, остающееся ключевым гарантом инфраструктурного развития Дальнего Востока, до сих пор не смогло определиться с тем, как вкладывать средства в электростанции восточных регионов страны, и не создало на уровне законодательства условий для привлечения инвестиций со стороны частных инвесторов.

Изолированный Восток

Дальневосточную энергосистему можно смело назвать наиболее проблемным энергохозяйством в России. Большая часть территории гигантского региона разбита на отдельные «микроэнергосистемы», часть из которых представляет собой дизельные ТЭС или ДЭС, снабжающие электричеством один-два поселка. В объединенную энергосистему (ОЭС) Востока включены лишь мощности юга ДФО (Приморье, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская АО и юг Якутии). При этом ОЭС Востока хотя и связана сетями с соседней ОЭС Сибири, но не синхронизирована с ней (то есть перетоки электроэнергии возможны только через специальные подстанции — вставки постоянного тока, аналогичные тем, что используются при экспорте электричества из России, скажем, в Финляндию). Наконец, энергосистемы Камчатки, Сахалина, Магаданской области, Чукотки, Якутии в силу своей удаленности от обжитых территорий вынуждены функционировать абсолютно автономно.

Единая ОЭС Востока, на которую приходится примерно три четверти энергопотребления ДФО (более 30 млрд кВт ч), развита крайне непропорционально. На севере ОЭС расположены две крупные ГЭС «РусГидро» — Бурейская и Зейская — суммарной мощностью 3,3 ГВт, Нерюнгринская ГРЭС в Якутии (570 МВт), Хабаровские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 мощностью свыше 1,1 ГВт и ряд других электростанций. При этом максимальный объем энергии потребляется на юге Приморья, во Владивостоке и расположенных рядом городах. В районах ГЭС, в Нерюнгри и в Хабаровском крае формируется избыток электроэнергии, но имеющейся сетевой инфраструктуры для передачи этих объемов в Приморье недостаточно. В регионе в основном используются сети напряжением 110-220 кВ, чего не хватает для надежного энергоснабжения.

Значительная часть мощностей электроэнергетики Дальнего Востока успела устареть. Например, первые агрегаты Майской ГРЭС в Советской Гавани, Артемовской ТЭЦ и Комсомольской ТЭЦ-1 были введены в строй еще в 1930-х годах, ряд мощностей вводился в послевоенные годы, когда началось развитие промышленности региона. Кроме того, ряд электростанций неэффективен из-за высокого расхода топлива. «На 1960-1980 годы пришелся массовый ввод объектов теплоэлектроэнергетики,— отмечает начальник отдела методологии оценочной деятельности АКГ «МЭФ-Аудит» Константин Гречухин.— В то время решения о строительстве основывались на обслуживании крупных промышленных комплексов. А после крушения СССР многие проекты так и не были реализованы». «Причина высокого износа тривиальна: мощности вводились в строй достаточно давно и не обновлялись в 1990-е годы,— добавляет руководитель департамента исследований ТЭКа Института проблем естественных монополий Александр Григорьев.— В то время как в 1980-е годы в европейской части страны строились новые АЭС, а ТЭС переводились с угля на газ, на Дальнем Востоке таких масштабных модернизаций в тепловой генерации не было».

Тепловая генерация ДФО до последнего времени действительно была практически целиком угольно-мазутной. «В регионе очень высокий уровень использования угля при производстве энергии — около 70%, тогда как по стране средняя величина 30%. Поэтому в связи с высокой себестоимостью стоимость энергии в среднем вдвое выше общероссийских показателей»,— отмечает Константин Гречухин. Электростанции работали на местных (нерюнгринских, лучегорских) или привозных углях. Газификация Сахалина, Камчатки, Хабаровского и Приморского краев началась лишь в 2000-х годах.

Между китайской экономикой и российским государством

Практически вся энергетика Дальнего Востока подконтрольна государству. Ключевым игроком в отрасли является тандем госкомпаний «РусГидро» и «РАО Энергосистемы Востока». «РусГидро» владеет крупными ГЭС и геотермальными станциями на Камчатке, а также контрольным пакетом акций «РАО ЭС Востока». Этому холдингу, в свою очередь, подконтрольны практически вся тепловая энергетика, распределительные сети, энергосбытовые компании. За пределами этой структуры остаются лишь магистральные сети Федеральной сетевой компании, Билибинская АЭС «Росэнергоатома», а также некоторые энергоактивы промышленных компаний (например, Светлинская ГЭС АЛРОСА). Более мелкими игроками являются Дальневосточная энергетическая управляющая компания, играющая роль одного из агентов по освоению некоторых целевых госинвестиций (например, создание отдельных элементов энергетической инфраструктуры для саммита АТЭС или нефтепровода ВСТО), а также принадлежащая «Интер РАО ЕЭС» Восточная энергетическая компания, которая ведет экспортные операции с Китаем.

Понимание того, что дальневосточной энергетике потребуются значительные инвестиции, было еще в период работы РАО «ЕЭС России», которое до 2008 года контролировало и гидрогенерацию, и тепловые электростанции ДФО. Специалисты энергохолдинга незадолго до его ликвидации предлагали удвоить генерирующие мощности в ДФО, построив за десять лет электростанции мощностью 10 ГВт. Основным потребителем энергии этих станций (около 60 млрд кВт ч в год) должен был стать Китай. Однако выяснилось, что большого интереса к проекту со стороны КНР нет (в 2000-х годах китайцы, несмотря на бурное развитие приграничных с Россией регионов, энергию на Дальнем Востоке не закупали). А сразу после ликвидации энергетической госмонополии «РАО ЭС Востока» столкнулось с тем, что собственных средств у компании на большие стройки не хватает. Энергорынка, а также механизмов на уровне законодательства, которые позволяли бы создавать условия и гарантии возврата инвестиций, на Дальнем Востоке нет, тарифная политика государства в подавляющем большинстве случаев не позволяет энергокомпаниям получать средства на новые крупные проекты.

Роста спроса со стороны Китая, на который рассчитывало РАО ЕЭС четыре года назад, так и не последовало. В 2009 году «Интер РАО ЕЭС» удалось возобновить поставки электроэнергии в КНР, но их объем составлял всего 854 млн кВт ч в год.

В конце прошлого года ФСК ввела новую трансграничную ЛЭП мощностью 500 кВ, за счет которой экспорт в 2012 году может увеличиться до 2,6 млрд кВт ч. Но это все равно на порядок меньше того объема, который прогнозировали в РАО.

Планов по дальнейшему увеличению перетоков пока нет, более того, по неофициальным данным, экспорт в КНР не слишком выгоден. Во всяком случае, «Интер РАО» фактически заморозило проект строительства угольной ТЭС в Хабаровске мощностью до 460 МВт, который еще пару лет назад рассматривался как перспективный источник энергии для Китая.

Эксперты расходятся в оценках перспектив китайского спроса. «Скорее всего, поставки в Китай будут возрастать»,— полагает господин Гречухин. Александр Григорьев, напротив, более осторожен и называет перспективы развития экспортно ориентированных проектов в энергетике на китайском направлении «достаточно туманными». По его мнению, «Китай заинтересован в импорте только очень дешевой электроэнергии, а такой не хватает и на российском Дальнем Востоке, где цены и тарифы одни из самых высоких во всей России: для промышленных потребителей они превышают среднероссийский уровень примерно в 1,5-1,6 раза».

Но и сам по себе Дальневосточный регион сейчас может похвастаться высокими для страны темпами роста энергопотребления. За семь месяцев 2012 года выработка электростанций ОЭС Востока составила 26,7 млрд кВт ч (на 5,7% больше, чем в январе—июле 2011 года). Потребление в этот период выросло на 3,5%, до 25,3 млрд кВт ч. Эти цифры выше, чем в остальных энергосистемах страны. Так, в среднем энергопотребление в России за первые семь месяцев 2012 года выросло лишь на 1,7%. «Рост спроса на электроэнергию на Дальнем Востоке действительно опережает среднероссийские показатели,— соглашается господин Григорьев.— Так, например, в 2011 году рост потребления в ОЭС Востока составил 1,45%, а в среднем по ЕЭС России — 1,16%». Но, по мнению эксперта, это объясняется саммитом АТЭС и связанным с ним строительством: «За счет эффекта изначально низкой базы мы и получаем такие высокие показатели прироста». Однако насколько сильно будет расти спрос на электроэнергию в ДФО после саммита, пока не ясно.

Сахалинский «новый свет»

Пока практически весь прирост потребления в ДФО обеспечивается старой энергосистемой. Сейчас приоритетом является замена устаревших и ненадежных энергомощностей, пояснили в «РусГидро» свою позицию в отношении инвестпрограммы «РАО ЭС Востока». В последние годы вводов в строй крупных объектов в Дальневосточной энергосистеме было немного: достройка Бурейской ГЭС, газификация отдельных генерирующих станций, сетевое строительство для ВСТО. Первым серьезным объектом, построенным здесь, стал пятый энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, введенный в строй в конце августа. Дополнительные 91,2 МВт, обошедшиеся «РАО ЭС Востока» в 3,3 млрд руб., увеличили мощность электростанций Центрального энергорайона Сахалинской энергосистемы примерно на 16%. Как отметили в РАО, таких проектов на острове не строили 30 лет. До этого, в 1990-2000-х годах, даже несмотря на бурное развитие в области нефтегазовых шельфовых проектов, новую генерацию в общей энергосистеме не вводили.

Но уже следующий энергопроект на Сахалине холдинг самостоятельно не вытянул. Для того чтобы построить четвертый энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на 140 МВт, пришлось создавать партнерство между властями области, Росимуществом и «РАО ЭС Востока», причем наибольший пакет остался у региона. В данном случае регион имел возможность инвестировать в собственную энергетику, но вряд ли стоит ожидать, что такую схему можно распространить на весь ДФО.

Средства есть, инвестиций нет

В «РусГидро» «Ъ» рассказали, что сейчас рассматриваются «все возможные источники для финансирования проектов развития» на Дальнем Востоке. «Это может быть проектное финансирование по отдельным станциям совместно с государством, заемные средства ВЭБа, а также в случае наличия у проекта экспортного потенциала финансирование иностранными экспортными кредитными агентствами,— заявили в компании.— В отдельных случаях, как с Уссурийской ТЭЦ, одним из источников финансирования станут деньги, полученные от продажи активов — в данном случае речь идет о Дальневосточной распредсетевой компании». Этот актив предполагается продать ФСК: в утвержденной Минэнерго инвестпрограмме «РАО ЭС Востока» в 2013-2014 годах заложено 11 млрд руб., которые холдинг должен получить в рамках этой сделки.

Кроме того, в «РусГидро» ожидают, что менеджмент РАО будет «более активно» работать с регионами, чтобы получать долгосрочные тарифы, обеспечивающие возврат инвестиций. В частности, компания предлагает сохранять на период окупаемости новых газовых энергоблоков высокий «угольный» тариф. Строить не на условиях окупаемости само «РАО ЭС Востока» уже не хочет. «Памятники в тайге мы строить не готовы»,— отметил во время ввода пятого блока Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 глава компании Сергей Толстогузов. В Минэнерго также отметили, что могут быть использованы долгосрочные договоры (на 15-20 лет) поставки мощности. Аналогичный механизм (ДПМ) используется в европейской части России и в Сибири, где на оптовом энергорынке введена модель конкурентного ценообразования.

Но пока наладить взаимодействие ни с одним из потенциальных инвесторов не удалось. Так, на 2012 год «РАО ЭС Востока» планировало инвестпрограмму в размере 20,1 млрд руб. Но в мае Минэнерго согласовало совсем другие цифры: на этот год все затраты энергохолдинга должны составить 5,15 млрд руб., в дальнейшем инвестиции должны увеличиться. (За три года РАО вложит 38,1 млрд руб. Большая часть вложений этого года — это средства (4,7 млрд руб.), оставшиеся от продажи «РусГидро» нескольких региональных энергосбытов, переданных «РАО ЭС Востока» при ликвидации РАО «ЕЭС России».)

В пресс-службе министерства «Ъ» пояснили, что согласованная инвестпрограмма бездефицитна: «Источники финансирования заложенных в нее работ полностью понятны». Но, добавляют в Минэнерго, остаются вопросы в отношении финансирования ряда объектов, по которым сейчас идет подготовка проектно-сметной документации. «Для их решения прорабатывается возможность бюджетного финансирования в рамках ФЦП «Развитие Дальнего Востока и Забайкалья до 2018 года», но говорить о точных суммах можно будет только после окончательного формирования и утверждения данной программы»,— уточнили в министерстве.

ВЭБ и принадлежащий ему Фонд развития Дальнего Востока и Байкальского региона, которые чаще всего считаются потенциальными источниками средств для «РАО ЭС Востока», пока, по данным «Ъ», не приняли решения ни по одному из инвестпроектов энергохолдинга, хотя переговоры на эту тему велись. «Возможное участие финансовых организаций, в том числе ВЭБа и Фонда развития Дальнего Востока и Байкальского региона, в реализации инвестпрограммы «РАО ЭС Востока» определяется способностью этой компании обеспечить срочность, платность и возвратность привлекаемых средств»,— заявил «Ъ» глава дирекции государственно-частного партнерства Внешэкономбанка Александр Баженов.

По его словам, проблема реализации инвестпрограммы РАО часто увязывается с ограниченными возможностями финансирования этой компании, из-за того что она уже исчерпала свой кредитный лимит. Но эта проблема является общей для всех отраслей инфраструктуры. «В этой связи решение надо искать и в реорганизации инвестиционной деятельности с переходом на принцип проектного финансирования инвестпроектов и увязкой возвратности инвестиций с юридически обязывающими условиями использования инфраструктурных объектов (их регулирования, сформированного рынка сбыта, условий долгосрочных поставок топливных ресурсов, возможных субсидий на покрытие плановой убыточности, увязанных с обоснованным бюджетным эффектом от снятия инфраструктурных ограничений на экономическое развитие территории»,— говорит менеджер ВЭБа.

Наконец, использование денег экспортных кредитных агентств упирается в перспективы поставок электроэнергии за рубеж, то есть в тот же Китай. Но в последнее время китайские инвесторы также проявляют осторожный интерес к энергетике Дальнего Востока. В 2011 году вопрос о строительстве ТЭС на Ерковецком угольном разрезе изучала State Grid Corporation of China (Государственная электросетевая корпорация Китая), но эту компанию интересовали создание под проект особой экономической зоны и льготное налогообложение. А в июне в Пекине «РАО ЭС Востока», Банк Китая и хейлунцзянский машиностроительный альянс «Амур Энергострой Альянс» подписали соглашение о стратегическом сотрудничестве по проекту Уссурийской ТЭЦ мощностью 370 МВт. Альянс в этой ситуации заинтересован, в частности, в сбыте своей продукции, Банк Китая может обеспечить финансирование стройки.

Но пока ни один из механизмов финансирования реконструкции дальневосточной энергетики полностью не задействован. Государство занималось прямым бюджетным финансированием энергетиков лишь в рамках целевых программ, регионы ограничены в своих инвествозможностях. Китай пока остается потенциально хорошим рынком, но обязательств по импорту или по вложениям в Россию не дает, а ВЭБ и другие финансисты ждут условий окупаемости инвестиций, разработка которых, в свою очередь, далека от финала. В результате сам факт реализации инвестпрограммы «РАО ЭС Востока» по-прежнему остается под вопросом. Государство на экономически слабом Дальнем Востоке остается пока единственным гарантом сохранения и развития инфраструктурных отраслей, но эффективно инвестировать в отрасль (без привязки к мегапроектам вроде саммита АТЭС или Олимпиады в Сочи) оно до сих пор толком не готово.

06.09.2012 Роснефть

В рамках мероприятий саммита АТЭС-2012 Президент ОАО «НК «Роснефть» Игорь Сечин и Губернатор Приморского края Владимир Миклушевский подписали Соглашение, направленное на сотрудничество в сфере нефтегазопереработки, нефтепродуктообеспечении и энергетики.

Важным направлением, закрепленным в Соглашении, является стабильное и гарантированное обеспечение потребителей Приморского края нефтепродуктами, в том числе путем строительства объектов производства и сбыта нефтепродуктов, развития транспортной инфраструктуры для перевалки и хранения нефтепродуктов.

Значимую роль в формировании бюджета Приморья, реализации региональных социально-экономических программ, развитии социальной инфраструктуры края призван сыграть стратегический проект ОАО «НК «Роснефть» — строительство Восточной нефтехимической компании. Нефтехимический комплекс будет производить пропилен, полиэтилены высокой и низкой плотности, моноэтиленгликоль и другие продукты нефтехимии из сырья, которое будет поступать с нефтеперерабатывающих заводов «Роснефти» — Ачинского НПЗ, Комсомольского НПЗ и Ангарской нефтехимической компании. Отдельные установки ВНХК превзойдут по мощности существующие мировые аналоги. Реализация проекта позволит создать тысячи рабочих мест как непосредственно на предприятии, так и в смежных отраслях.

Соглашение предусматривает строительство на площадке Восточной нефтехимической компании ТЭС проектной электрической мощностью 685 МВт и тепловой мощностью 1054 Гкал/час. Параметры ТЭС будут учитывать потребности в электро- и теплоэнергии Находкинского городского округа и близлежащих к ВНХК поселков.

Совместная деятельность сторон направлена также на решение вопросов экологической и промышленной безопасности. В частности, производственная деятельность ВНХК предполагает соблюдение всех норм и стандартов природоохранного законодательства и промышленной безопасности. Уже сейчас специалистами «Роснефти» разрабатывается программа экологического мониторинга и закладываются уникальные технологические решения, которые сделают комплекс безопасным и для людей, и для природы.

Cоглашение призвано способствовать реализации значимых инвестиционных проектов «Роснефти» на территории Приморского края.