ДФОбзор. Июль-Август 2014.

| |

Обездвиживающая сила

Дальний Восток остается регионом с «избыточной генерацией», при том что промышленные стройки на его окраинах, да и в сравнительно развитых районах тормозятся дефицитом энергии. Здесь сохраняются высокие тарифы, но генерирующие компании жалуются на отсутствие рентабельности. При этом в правительстве работают над снижением тарифов, а энергетики собираются строить новые электростанции и сети.

Поправки правительства РФ к закону Ома

В апреле Минэнерго подвело итоги энергоаудита ДФО, эта работа велась по данному в октябре  2012 года поручению правкомиссии по вопросам социально-экономического развития Дальнего Востока. Представители госорганов пришли к выводу, что реализация крупных инвестпроектов, да и в целом нормальное социально-экономическое развитие региона немыслимо без снижения тарифной нагрузки на потребителя. Для того чтобы снизить тарифы, предложено с одной стороны оптимизировать затраты самих энергокомпаний, с другой — обеспечить приход в сеть новых потребителей энергии. За неимением широкого внутреннего спроса новых потребителей придется искать за рубежом. «Обеспечение внутренних потребностей региона, как социальных, так и промышленных, в свою очередь обеспечит конкурентоспособные условия для ведения бизнеса. На данном этапе проекты экспорта электроэнергии в сопредельные страны — это не самоцель, а возможность за счет дозагрузки энергосистемы региона не только сдерживать рост, но и снижать тарифную нагрузку»,— пояснял мысль заместитель министра энергетики России Алексей Текслер.


Что касается тарифной нагрузки, то ее принято считать высокой. При этом производство энергии на территории Дальнего Востока в той части, которая является единой энергосистемой, является в целом избыточным — это тоже общеизвестный факт. Однако избытки не дают экономического эффекта по ряду причин. Во-первых, около 80% излишков генерируются морально устаревшими, технически изношенными и экономически нерентабельными электростанциями, которые в ближайшем будущем предстоит выводить из эксплуатации. Если поделить весь объем выработки на сумму затрат при производстве энергии, получится что стоимость киловатт-часа у нас действительно должны быть намного выше среднероссийской — иначе генерация не окупится. В ОАО «РАО Энергетические системы Востока» (дочка холдинга «РусГидро») подсчитали, что для поддержания «статус-кво» в энергоснабжении региона нужно заменить порядка 2,7 ГВт мощностей. А для того чтобы обеспечить стабильную и безрисковую работу энергосистемы, к 2025 году необходимо ввести 4,1 ГВт с учетом уже упомянутых мощностей на замену.


Во-вторых, энергосистема региона не является единой, в ней множество изолированных районов — Якутия, Сахалин, Магадан, Камчатка, Чукотка. Где-то избыток, а где-то жесткий дефицит. Чтобы связать их, нужно построить тысячи километров ЛЭП. В-третьих, даже при наличии сетей затраты на транспортировку энергии по законам физики окажутся настолько велики, что без строительства новых генерирующих мощностей — источников ЭДС (электродвижущая сила) — транспорт тока будет «съеден» сопротивлением цепи. При этом включение в сеть любого нового крупного предприятия создает пиковую нагрузку в определенном участке цепи. И для ее стабильности, а не только для снабжения промышленного объекта, опять нужно строить новую электростанцию с резервом мощности. Новые проекты развития Дальнего Востока для реализации потребуют еще около 4 ГВт генерации, утверждают в «РАО ЭС Востока».


«Откуда же взять эти средства? Тариф покрывает только маленькую часть, еще пять процентов от нужной суммы можно покрыть за счет кредитов, но кредиты дают только под окупаемые проекты. К сожалению, пока на Дальнем Востоке в силу особенности региона таких проектов не много»,— такие в общем-то риторические вопросы задавал заместитель генерального директора ОАО «РАО Энергетические системы Востока» по стратегии и инвестициям Алексей Каплун на совещании с представителями администрации Приморского края и Федеральной службы по тарифам. В компании считают, что пришло время внедрять долгосрочные механизмы тарифного регулирования. Они бы гарантировали поставщику стабильные платежи на срок до 20 лет, а заемщикам — уверенность в финансовой состоятельности энергетиков. Но даже в этом случае речь идет всего лишь об окупаемости уже реализуемых проектов. Приход в дальневосточную энергетику новых, в том числе частных, инвестиций, формирование конкурентного рынка требуют гораздо более радикальных мер.

 

Инвестора останется привязать к розетке

По мнению первого заместителя генерального директора ОАО «Дальневосточная энергетическая управляющая компания» (ДВЭУК) Дмитрия Селютина, в настоящее время «помимо тепла, света и услуг по транзиту дальневосточные компании, за исключением гидростанций, производят еще один очень важный вид продукции под названием „убытки“». «Тариф высокий, а издержки еще выше. Почему издержки высокие? Дальний Восток — не Урал, не Центральная Россия. Расстояния между городами — это не десятки и не сотни, а тысячи километров. Можно поменять российское энергетическое законодательство, поменять законы рынка, но поменять закон Ома (ЭДС напрямую зависит от сопротивления электрической цепи и напряжения тока) решением президента или закон Кирхгофа (разность напряжений в цепи равна сумме всех ЭДС источников тока) никак не получится»,— объясняет Дмитрий Селютин.


Да, на Дальнем Востоке есть рынок, «но такой специальный рынок, который сильно-сильно регулируется». Здесь есть один единый гарантирующий поставщик, а другие с тяжелыми боями пытаются войти в регион. «Что из этого следует? — говорит Дмитрий Селютин. — Что как-то надо задуматься о развитии конкуренции на Дальнем Востоке среди генераторов. Собственно, об этом говорит проведенный энергоаудит, надо стремиться развивать конкуренцию, и, наверное, должны приниматься какие-то решения, чтобы конкуренция между генераторами возникала. Иначе на Дальнем Востоке вечно будет неценовая зона».


Новые промышленные проекты могут стимулировать рост потребления, а следовательно — создать условия для повышения маржинальности рынка электроэнергии. Это, в свою очередь, должно в будущем привлечь инвесторов. Однако для снабжения промышленных объектов нужно еще построить тысячи километров сетей. Так, к примеру, строительство высоковольтной линии «Пеледуй—Чертово Корыто—Сухой Лог—Мамакан» (линия объединит Западный энергорайон Якутии с ОЭС Сибири через Мамско-Чуйский и Бодайбинский районы Иркутской области), с одной стороны, обеспечит электроэнергией регион с высокими рисками нарушения энергоснабжения, а с другой — даст возможность горнодобытчикам освоить уникальное по запасам драгметаллов месторождение Сухой Лог (в нераспределенном фонде) в Иркутской области, Чертово Корыто (Polyus Gold) в Забайкальском крае, рудника «Высочайший» (GV Gold) в Якутии и других недропользователей, которые уже работают в этом регионе.


Строительство Чаяндино-Талаканского энергокольца позволило начать освоение Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, где планируется создание источника генерации мощностью примерно около 300 мегаватт. Он будет снабжать в том числе мощности Якутского центра газодобычи и газопровода «Сила Сибири». В настоящее время проект проходит государственную экспертизу. Введенная в эксплуатацию ЛЭП «Центральная—Сокол—Палатка» в Магаданской области уже обеспечивает энергоснабжение города Магадан и таких важных объектов, как аэропорт Сокол, Колымский аффинажный завод. Вторая магаданская ЛЭП «Оротукан—Палатка—Центральная» придаст осмысленность строительству Усть-Среднеканской ГЭС, чьи мощности без этой линии, а также ряда других линий не были востребованы. ЛЭП создаст условия для энергообеспечения Наталкинского месторождения,  рудника имени Матросова и месторождения Павлик. ЛЭП «Хандыга—Теплый Ключ—Усть-Нера—Новая Нера» объединит ЕЭС Востока с энергосистемой Магаданской области. Строительство ТЭЦ Джебарики-Хая откроет путь к освоению Верхне-Менкеченского полиметаллического месторождения, где инвестор (им может стать MBC Resources), по словам Дмитрия Селютина, «стоит и ждет электроэнергию». ТЭЦ нужна и для того, чтобы снижать реактивную мощность протяженной и достаточно тяжелой линии.


Вероятно, когда на Дальнем Востоке будет создана развитая сетевая инфраструктура, можно будет говорить и о рентабельности генерирующего бизнеса. Но свободные средства электроэнергетикам нужны уже сегодня. Эти деньги есть у Китая, у Японии. Более того, по ту сторону границы есть развитая распределительная сетевая инфраструктура — с российской стороны необходимо только строительство высокомощных передающих ЛЭП. В мае «Россети» и Государственная электросетевая корпорация (ГЭК) Китая подписали соглашение о стратегическом сотрудничестве. Оно предполагает строительство в России линий ультравысокого напряжения переменного и постоянного тока и подстанций, а также возможное строительство «энергомостов» — ЛЭП постоянного тока из России в Китай.


Энергомост будет ориентирован на однонаправленные поставки из России в Китай, но потом технически возможна и организация двунаправленной передачи. Пока рассматривается около десяти рабочих проектов, касающихся маршрутов поставок. Годовые объемы передачи КНР оценивают в 2-5 ГВт. Поставки могут осуществляться как с существующих электростанций Сибири и Дальнего Востока, так и с пока нереализованных проектов. В частности, речь идет о планируемых «РусГидро» стройках противопаводковых ГЭС в бассейне Амура. Генерирующими экспортными проектами являются также Ерковецкая и Уссурийская ТЭЦ, которые могут быть построены на средства иностранных и российских инвесторов. Также в профессиональном сообществе давно обсуждается возможность строительства энергомоста Сахалин—Хоккайдо.
 ДВЭУК даже предложила идею создания «свободных экспортных энергетических зон» — такие генерирующие объекты предлагается вывести из системы тарифного регулирования, они будут иметь право заключать двусторонние контракты как с зарубежными, так и российскими потребителями. Они будут интегрированы в единую российскую энергосистему, обеспечивая ее стабильность, но первоочередным бизнесом и основным источником прибыли будет поставка электроэнергии по долгосрочным, понятным контрактам за рубеж. Это позволит устанавливать и приемлемые, причем обоснованные рыночно, цены на российском рынке.


Пока единственным на Дальнем Востоке экспортным проектом остается Благовещенск—Хэйхэ — три ЛЭП суммарной мощностью около 900 МВт. В 2013 году экспорт в Китай составил 3, 495 млрд кВт•ч, в 2014 ожидается 3,6 млрд кВт•ч. Что же касается экспортного проекта «Россетей», то средств на его реализацию в российском бюджете нет — компания ищет инвесторов среди китайских банков.

Вадим Пасмурцев




Динамика цен на топливо по Хабаровскому краю (розница)