Автор: Владислав Звягин

Причины и следствия кампании по развитию гидроэнергоресурсов Дальнего Востока

Тридцатого июня в поселке Талакан Амурской области введен в эксплуатацию первый гидроагрегат Бурейской ГЭС. Факт появления n-ого количества МВт установленной мощности новой гидроэлектростанции имеет собственные не менее важные причины и следствия, содержание которых выходит далеко за рамки привычных сводок информагентств.

Заманчивая перспектива

Территория, занимаемая субъектами РФ на Дальнем Востоке и в Забайкалье, составляет почти 40% площади России. В данном регионе присутствует самое значительное количество изолированных районов, энергетически зависимых от поставок топлива. Здесь всего несколько относительно крупных электростанций и слабая электрическая связь при большой ее протяженности, а степень износа электросетевого оборудования (воздушные линии электропередачи и подстанции) уже давно критическая. Угроза прогрессирующего старения фондов (см. "Общие проблемы") усугубляется тем, что Объединенная энергетическая система Сибири и Дальнего Востока (ОЭС Востока) работает изолированно от остальной части ЕЭС России. Соответственно степень эффективности и надежности ОЭС Востока на порядок ниже, чем у других ОЭС, входящих в ЕЭС России.

Необходимость скорейшего ввода в эксплуатацию агрегатов Бурейской ГЭС еще более возрастает в свете тенденции роста электропотребления, который начался с весны 1999 г. Эта тенденция наиболее сильно проявилась в ОЭС Востока и составляет в среднем 10-12% в год. При этом в электроэнергетическую отрасль на Дальнем Востоке серьезных инвестиций не было уже более десятка лет.

Безусловно, в связи с появлением Бурейской ГЭС еще рано говорить о компенсации нарастающей диспропорции между темпами ввода новых мощностей и старением работающих. Но серьезный шаг, чтобы замедлить этот процесс, все-таки сделан.

Более того, положение в энергосистеме России можно скорректировать в лучшую сторону за счет объединения ОЭС Востока с ЕЭС России. Это самая заманчивая перспектива, которая видится для энергосистем региона Дальнего Востока. Ее достижение позволит энергокомпаниям использовать преимущества совместной работы с ЕЭС России.

До выхода на проектную мощность Бурейская ГЭС будет главным резервом для развития энергетики и экономики Дальнего Востока. Сооружение заходов ЛЭП Амурская - Хабаровская на Бурейскую ГЭС (64,3 км), и Бурейская ГЭС - Хабаровская (430 км) и другие энергетические связи позволят создать эффективную систему выдачи и распределения мощности ГЭС на напряжении 500 кВ, а также перспективу образования надежного Евразийского энергетического коридора и экспорта части вырабатываемой на станции электроэнергии в КНР и КНДР.

Планируется, что 40% энергии ГЭС пойдет потребителям Приморья, 30% - Хабаровскому краю, 15% - Амурской области и еще 15% - в специально создаваемый резерв, откуда энергия будет перебрасываться туда, где она необходима в данный момент, например на экспорт.

С вводом Бурейской ГЭС показатель развития гидроэнергетического потенциала региона должен увеличиться до 6%. Это хорошее начало кардинальных изменений в топливоснабжении энергетики Дальнего Востока в направлении местных энергоресурсов.

Диверсификация источников

Несмотря на стандартный ориентир ЕЭС России на тепловую энергетику на органическом топливе (доля ТЭС в структуре генерирующих мощностей составляет около 70%) за последние годы произошли существенные изменения в структуре производства электроэнергии с увеличением в ней доли бестопливных электростанций - ГЭС (с 19% до 21%) и АЭС (с 9% до 10,5%). Причина проста: затраты на добычу органического топлива растут, возрастает и отпускная цена на него. Прогнозируемое увеличение затрат на топливо заставляет ориентироваться на более дешевое по себестоимости производство. В этой ситуации как раз и возрастает роль гидроэнергетики, являющейся экологически чистым возобновляемым источником электроэнергии.

Гидроэнергетика обладает высокой конкурентоспособностью, с одной стороны, а с другой - низкой себестоимостью производства единицы продукции по сравнению с тепловой генерацией (себестоимость электроэнергии у ГЭС самая низкая 1-3 цента/кВт-ч).

Необходимость перестройки топливного баланса в направление большей диверсификации хорошо прослеживается по ситуации в энергосистеме Дальнего Востока.

Более 80% установленной мощности ОЭС Востока составляют станции, работающие на органическом топливе; доля углей, которые приходится везти за 3-3,5 тыс. км, составляет 60-65% (доля транспортных расходов в цене 1 т угля - 50%).

Начиная с 1997 г. энергосистемы Дальневосточного региона работают в условиях постоянного чрезвычайного режима, вызванного хроническим недостатком топлива и отсутствием оборотных средств у предприятий ТЭКа.

Три года назад в угольной отрасли Дальнего Востока и Восточной Сибири началась консолидация. Энергетикам это грозило полной зависимостью от угольщиков - основных поставщиков топлива на местные ТЭЦ. Добычу углей в регионе монополизировала компания СУЭК, подконтрольная группе МДМ. Избежать зависимости можно было только одним способом - за счет увеличения

стр. 52

выработки гидроэлектроэнергии, поскольку регион обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом (свыше 40% от общероссийского), который развит всего на 3%. Так началась кампания по развитию гидроэнергоресурсов Дальнего Востока, в том числе и достройки Бурейской ГЭС.

Установленная мощность электростанций холдинга РАО "ЕЭС России" в ОЭС Востока за последний период выросла на 178,4 МВт (на 1,6%). Прирост обеспечен за счет ввода мощностей на Колымской ГЭС (на 180 МВт, или 20%), в "Хабаровскэнерго" (на 214,6 МВт, или на 10%) и на ГЭС "Якутскэнерго". Однако в то же время мощности "Амурэнерго", "Дальэнерго", "Сахалинэнерго" сократились. В России в настоящее время строится 15 гидроэлектростанций. Среди них Богучанская, Вилюйская-3, Бурейская, Ирганайская. С вводом их в строй суммарная мощность российских ГЭС достигнет 52 000 МВт, а ежегодная выработка электроэнергии - 200 млрд. кВт-ч. При этом степень использования гидроэнергетического потенциала страны составит 23,5%.

В зарубежных странах экономический потенциал гидроэнергетики освоен на 90% (Норвегия, Швейцария, Австрия, Португалия), от 65 до 90% (Япония, Швеция, Германия) и от 45 до 65% (США, Канада, Италия, Бразилия).

По запасам гидроэнергетических ресурсов средних и крупных рек Россия занимает второе место после Китая, однако технический и экономический потенциал гидроэнергоресурсов не уточнялся уже около 40 лет, тогда как в других странах это делается практически каждое пятилетие.

Необходимость переоценки величины гидропотенциала приобретает актуальность в связи с возможностью продолжительного маловодья рек. Например, в 1999 г. производство электроэнергии на ГЭС сократилось на 30 млрд. кВт-ч (20% от общей выработки электроэнергии на ГЭС), что объясняется маловодностью рек практически на всей территории в период 1996-1999 гг. Начало 2003 г. также было маловодным, что помимо ограничения поставок электроэнергии с ГЭС привело к срыву сроков заполнения водохранилища на Бурейской ГЭС.

Решить вопрос использования собственных ресурсов помогут "малые" источники энергии - небольшие модульные электростанции на местном топливе и возобновляемых источниках энергии (ГеоТЭС, малые ГЭС, ветровые электростанции и солнечные коллекторы). Поэтому в перспективе развития энергетики нельзя исключать технический потенциал малых ГЭС, который в России определен в 60 млрд. кВт-ч и расположен преимущественно в сельской местности. На подобных станциях вырабатывается 100-500 кВт электроэнергии в час, а по стоимости они по карману даже преуспевающему фермеру.

Все решают деньги

На Дальнем Востоке установился один из самых высоких в России тарифов - свыше девяти центов за

##53

кВт-ч. Хотя в среднем по РАО "ЕЭС России" тариф - чуть менее полутора центов.

На поддержку работоспособности энергетических мощностей в Дальневосточном регионе ежегодно расходуется около 4,8 млрд. руб. (для сравнения: бюджет Приморского края - 6,8 млрд. руб. в 2002 г.), при том что этот регион имеет менее 10% общероссийской генерирующей мощности и электропотребления.

Энергосистемы Дальнего Востока имеют значительную кредиторскую задолженность за использованную энергию, почти равную годовой стоимости реализации продукции (около 15,1 млрд. руб.), более чем 7 млрд. руб. задолженности поставщикам топлива, дефицит твердого топлива в объеме 5,3 млн. тонн (более 17%).

Решить эту проблему призвана электроэнергия, производимая ГЭС ОЭС Востока. Эффект от появления новой пока сравнительно небольшой мощности ГЭС должен сказаться уже с 1 июля. Региональные энергетические комиссии получают возможность снизить тарифы на электроэнергию на 1,5-3%. С момента выхода на проектную мощность снижение тарифов обещано для Хабаровского края, Амурской и Еврейской АО на 7-8%, для Приморья - на 9-10%.

В итоге предполагается, что только за 2003 г. дальневосточники сэкономят на снижении тарифов почти 150 млн. руб. Таков предполагаемый эффект только от 185 МВт гидроэлектростанции. Поэтому в определенной степени ориентир на гидроэнергетику оправдан.

Ежегодно в федеральный бюджет закладываются суммы на поддержание, развитие, а также строительство различных объектов энергетики. Без этого стало бы невозможным строительство Богучанской ГЭС, Ирганайской ГЭС и других объектов.

ФЭК России утверждается величина инвестиционных средств, включаемых в абонентную плату РАО "ЕЭС России", которые также идут на развитие энергетики.

Таким образом на Дальнем Востоке и Забайкалье вдохнули жизнь в проекты строительства Бурейской ГЭС, Вилюйской ГЭС-3, Усть-Среднеканской ГЭС, Харанорской ГРЭС, Хабаровской ТЭЦ-3, Улан-Удэнской ТЭЦ-2, Мутновской ГеоТЭС, каскада ГЭС на р. Толмачева, реконструкции Якутской ГРЭС, системообразующих линий электропередачи напряжением 500 кВ, которые повысят эффективность работы Бурейской ГЭС.

Федеральной целевой программой экономического и социального развития Дальнего Востока и Забайкалья предусмотрено финансирование вышеперечисленных объектов до 2010 г.

Но основные денежные поступления должны идти за счет средств российских акционерных обществ. Пока это в единственном числе РАО "ЕЭС России". После того как РАО прекратит свое существование, его инвестиционную роль могут сыграть вновь создаваемые оптовые генерирующие компани (ОГК). Но в эпоху становления им придется разбираться с дефицитом собственных средств, своими обязательствами и ликвидностью.

Учитывая, что энергорынок со всеми вытекающими последствиями в виде инвестиций на Дальний Восток придет не скоро, источник заемных средств для продолжения строительства непременно станет серьезной головной болью для владельцев строек в ОЭС Востока.

2004 г. должен стать последним годом централизованного финансирования всех ведущихся энергетических строительств. Затем финансирование ляжет на плечи региональных компаний, которые могут и не "потянуть" крупные объекты.

Если рассматривать в качестве примера Европейскую энергетическую систему, в которой сложились рыночные отношения (например, успешный энергорынок Германии или Норвегии), то становится очевидной тенденция определенной инвестиционной пассивности, преодолеть которую может только серьезный дефицит электроэнергии либо стабильный спрос на электроэнергию с высокой ценой.

Если победивший рынок не предложит этого, а, наоборот, совершит то, ради чего он создан, - эффективная конкуренция уменьшит цену на электроэнергию, конкурирующие компании предпочтут "латать" действующие мощности, а не строить новые. Это приведет к уменьшению запаса прочности российской энергосистемы. Продолжаться долго это не сможет - энергетика начнет разрушаться физически.

Несколько шагов вперед

На сегодняшний момент на Дальнем Востоке недостаточно генерирующих мощностей для того, чтобы с выгодой продавать электроэнергию. Конкуренции между станциями здесь нет: их слишком мало. Внедрение в дальнейшем конкурентных рыночных отношений возможно только в случае поддержки сравнительно более эффективных производителей, развитие рыночных инфраструктур (прежде всего транспортной) плюс ликвидация долгового балласта прошлых лет.

Реформа энергетики на Дальнем Востоке может начаться лишь в 2008-2010 гг.

Однако проектом постановления правительства РФ "О формировании генерирующих энергетических

стр. 54

компаний в Российской Федерации" предполагается создание примерно десяти ОГК (шести - на базе тепловых электростанций, четырех - на базе гидравлических), в которые войдут 48 электростанций, расположенных во всех энергозонах страны, в том числе Дальнего Востока.

В планах реформирования энергетики Сибири, в частности, стоит и возможность создания единой оптовой генерирующей компании, которая бы объединила мощности таких гидроэнергетических станций, как Новосибирская ГЭС, Саяно-Шушенская ГЭС, Зейская ГЭС, строящиеся Бурейская и Богучанская ГЭС. Для данной ОГК будет введен общий тариф, что приведет к формированию, прежде всего, единого энергетического и экономического пространства, даст новые возможности по развитию промышленности во всех регионах Сибири.

До сих пор непонятно, какие последствия это может иметь для ценообразования в энергетике.

Положительный момент функционирования предприятий ОГК Дальнего Востока в единой экономической среде не компенсирует разных стартовых условий для предприятий ОГК в ОЭС Востока и ОГК на всей остальной части России, создаваемых по экстерриториальному признаку.

Дополнительную погрешность в установлении равных стартовых условий для создаваемых ОГК вносят различные федеральные программы. Федеральное финансирование в настоящий момент строится как раз по территориальному принципу (Дальний Восток, Калининград, Северный Кавказ). Поэтому появись сейчас в конкурентном секторе вышеупомянутые ОГК на базе ГЭС, завтра они могут видоизмениться с потерей или приобретением конкурентоспособности, независимо от эффективности работы предприятий - просто из-за появления новых мощностей в собственной структуре или более значительных централизованных инвестиций на тот или иной объект.

Подобная инвестиционная неустойчивость такого привлекательного сегмента энергорынка, как ГЭС (низкая себестоимость, окупаемость от 4 до 7 лет), усугубляется неизбежной перспективой продолжительного государственного регулирования цен на электроэнергию, производимую генерирующими компаниями, созданными на базе ГЭС.

Представляется целесообразным сохранить на Дальнем Востоке действующую в настоящее время модель регулируемого оптового рынка, субъектами которого являются региональные АО-энерго и электростанции РАО "ЕЭС России", выведенные на оптовый рынок.

С целью предотвращения различных кризисных явлений куплю-продажу электроэнергии на Дальнем Востоке по-прежнему необходимо осуществлять по тарифам, регулируемым ФЭК России. При этом непременным условием обеспечения жизнестойкости ОЭС Востока является постепенное включение рыночных механизмов.

Поскольку линиями электропередачи объединены лишь АО "Амурэнерго", ОАО "Дальэнерго", ОАО "Хабаровскэнерго" и Южный узел ОАО "Якутскэнерго", предпосылки для перехода к конкурентному рынку, основанному на модели "единого закупщика" (коммерческая структура, которая будет покупать всю электроэнергию, произведенную электростанциями указанных организаций по ценам, не превышающим устанавливаемый тариф и сводя к минимуму ее суммарную стоимость, продавать ее сбытовым компаниям по единой средневзвешенной цене) имеются только в этих регионах.

Отдельно следует рассматривать энергосистемы, в которых существуют объективные условия для организации локальных рынков электроэнергии. К таким относятся ОАО "Магаданэнерго", ОАО "Сахалинэнерго" и частично ОАО "Камчатскэнерго" и ОАО "Якутскэнерго". В качестве основного пути реформирования для них можно рассматривать организационное обособление сетей и внедрение процедур централизованной коммерческой диспетчеризации. При этом степень загрузки конкретной станции будет зависеть от цены поставляемой ею электроэнергии в рамках установленного предельного тарифа.

P.S.

Выборочный анализ показывает, что перед энергетикой стоит комплексная задача, требующая комплексного решения.

И появление новых мощностей, и с трудом добытое государственное финансирование может в итоге не прибавить эффективности отрасли, если игнорировать комплекс других задач, таких как поддержание работоспособности системы, поиск новых технологий, энергосбережение, правовое и инвестиционное обеспечение отрасли и т.п.

Также нужно учитывать, что эффективная энергетика не может себе позволить резкие изменения инвестиционной привлекательности, спроса и предложения, тарифов и цен.

Можно отметить очевидное: действующие и вновь вводимые мощности должны быть эффективными, доступными, рентабельными. Но после реформы электроэнергетики практически за каждое указанное свойство будут отвечать разные организации на рынке. Поэтому, чтобы запуск очередной электростанции не был холостым, задачи и перспективы развития этих предприятий на рынке должны быть взаимоскорректированы. Плюс должны существовать достоверные экспертные механизмы выявления конкретных участков, где существует либо может возникнуть дефицит мощностей и порядок решения связанных с этим проблем.

И последнее. Так уж сложилось, что Бурейская ГЭС оказалась одной из последних электростанций в цепочке грандиозных строек бывшего СССР, которые фактически планировались и финансировались государством. После реформы необходимость появления новых мощностей станет категорией сугубо рыночной. И уже рынок будет решать, нужны стране новые станции или нет. Не секрет, что рынок иногда ошибается не в пользу тех, на кого работает.