ОАО «РАО Энергетические Системы Востока» начало проектирование трех новых энергообъектов для Хабаровска, Владивостока и Артема. Ожидается, что ТЭЦ будут сданы в эксплуатацию в 2018-2022 годах

Отметим, с 2015 по 2017 год будут введены еще пять генерирующих объектов в Советской Гавани, Благовещенске, Якутске, Южно-Сахалинске и Владивостоке. Энергетики уверяют, что новые мощности для и без того энергоизбыточного региона не будут лишними, ведь большая часть оборудования на действующих станциях морально и физически устарела. Эксперты с данным утверждением согласны и напоминают, что в условиях Дальнего Востока важны не только экономические соображения, но и безопасность всей энергосистемы.

Выбывающая мощность

В конце апреля ОАО «РАО ЭС Востока» заключило с ОАО «ТЭК Мосэнерго» три договора на проектирование новых генерирующих объектов, общая стоимость проектных работ — свыше 675 млн руб. Речь идет о Хабаровской ТЭЦ-4, новой ТЭЦ в приморском городе Артеме и парогазовых установках (ПГУ) на Владивостокской ТЭЦ-2. Их суммарная выработка электроэнергии составит более 1,4 ГВт, тепла— свыше 1,9 тыс. Гкал/ч.

Разработка проектной документации, включая полный цикл экспертиз и согласований, должна быть завершена в течение 13 месяцев. Установленная электрическая мощность Хабаровской ТЭЦ-4 составит 340 МВт, тепловая — не менее 1260 Гкал/ч. Причем проектировщик должен будет рассмотреть два варианта конфигурации станции — для работы на угле и природном газе. Каждый из вариантов будет состоять из двух очередей. Строительство парогазовых установок (ПГУ) на Владивостокской ТЭЦ-2 предполагает частичный вывод действующих мощностей и модернизацию части станции. Электрическая мощность нового оборудования составит не менее 400 МВт, тепловая — не менее 290 Гкал/ч.

Наконец, новая угольная ТЭЦ в Артеме будет иметь электрическую мощность 670 МВт, при этом предусмотрена возможность ее расширения до 800 МВт. Тепловая мощность составит порядка 394 Гкал/ч. На электростанции предусмотрено четыре энергоблока, возведение которых планируется в три очереди. Как пояснили в пресс-службе «РАО ЭС Востока», эти объекты включены в Программу перспективного развития энергетики Дальнего Востока до 2025 года. «Сейчас мы прорабатываем наши планы применительно к прогнозным балансам потребления в регионах и совсем недавно приступили к проектированию. С учетом перспективных балансов мощности ввод станций потребуется в 2018-2022 гoдах», — сообщили в компании.

Источники финансирования строек пока не определены, но, как утверждают в РАО ЭС Востока, энергетики активно работают над этим вопросом. «Во-первых, федеральные министерства сейчас рассматривают наши предложения по рефинансированию кредиторской задолженности РАО ЭС Востока и введению долгосрочного тарифного регулирования. Если они будут приняты, это поможет создать необходимый денежный поток. Кроме этого, к примеру, по парогазовым установкам на Владивостокской ТЭЦ-2 мы активно работаем с китайскими партнерами — Dongfang Electric. Они могут помочь с привлечением связанного финансирования при условии поставки оборудования и оказания услуг генподряда. Также есть предложения от других китайских, японских и корейских компаний», — объясняют представители компании.

Об этом, кстати, в конце апреля сообщал заместитель генерального директора «РАО ЭС Востока» по стратегии и инвестициям Алексей Каплун. По его словам, с Китаем обсуждается 85-90% финансирования от общей стоимости проекта порядка $500 млн, остальные 10-15% — это собственные или заемные средства российской компании.

Добавим, что к 2016 году энергохолдинг «РусГидро», владеющий акциями «РАО ЭС Востока», должен завершить строительство четырех новых генерирующих мощностей для Дальнего Востока. Речь идет о ТЭЦ в Советской Гавани, которая заменит старую Майскую ГРЭС, о первой очереди Якутской ГРЭС-2 — на смену устаревшей Якутской ГРЭС, второй очереди единственной в городе Благовещенской ТЭЦ и новой Сахалинской ГРЭС-2 (1-я очередь). Средства на эти стройки были выделены российским правительством в 2012 году, фактическое освоение началось весной 2014 года.

Основным топливом большинства новых энергообъектов станет уголь. Отметим, на сегодняшний день газ является более рентабельным топливом по отношению к углю, исключение составляет лишь газ проекта «Сахалин-1», который поставляется в Хабаровский край в рамках соглашения о разделе продукции с оператором проекта, Exxon Neftegas Ltd. Контракт на газовые поставки для региона заключен в долларах, и в связи с ростом курса валюты отпускная цена для ОАО «Хабаровсккрайгаз» («дочка» «Газпрома») и ОАО «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК, «дочка» «РАО ЭС Востока») увеличилась в конце прошлого года почти вдвое. По данным «Газпрома», средняя цена реализации газа по итогам 2014 года в России составила 3673,8 руб. за 1 тыс. кубометров (или $78,2, учитывая средневзвешенный курс ЦБ 46,96 руб. за 2014 год), годом ранее — 3363,9 руб. или $106,7. Для стран европейского дальнего зарубежья — $345,4 за 1 тыс. кубометров в прошлом году, $382,6 в 2013 году. По информации Минэнерго экспортные цены на энергетический уголь из России снизились до $72,8 за тонну с $85 годом ранее. Внутренние выросли за год на 12 руб., до 1524 руб., при росте себестоимости на 45 руб., до 1328 руб.

Как подтвердили в «ЭС Востока», существенное удорожание газа произошло только в Хабаровском крае. Цена газа в Приморском крае регулируется ФСТ и в первом полугодии 2015 года повышаться не будет. «С консорциумом по проекту «Сахалин-1» проведены переговоры с участием правительства Хабаровского края и Минэнерго России, по итогам которых пересмотрена формула цены газа, что позволило несколько снизить ее (Exxon ввела понижающий коэффициент на поставки газа в размере 30%. - автор). Если говорить о цене газа в долгосрочной перспективе, то, как отметили в «РАО ЭС Востока», Энергетической стратегией России предусмотрено выравнивание цен внешнего и внутреннего рынков. Это должно обеспечить рентабельность разработки месторождений и стимулировать энергосбережение во всех отраслях. По прогнозу Минэнерго, выход на равнодоходность может произойти в период 2025-2027 годов», - считают в «Энергосистемах Востока».

Как утверждают энергетики, использование угля в качестве топлива более выгодно не только в перспективе, но и сейчас. «Однако следует сказать, что не все в энергетике измеряется деньгами. Например, перевод на газ Владивостокской ТЭЦ-2 в был обусловлен исключительно экологическими факторами. То же можно сказать про текущую и перспективную газификацию ТЭЦ в Хабаровске», - рассказали представители холдинга.

При этом основной уголь, потребляемый генерацией в ДФО — местный. На электростанции Приморского, Хабаровского краев и Амурской области из-за пределов завозится менее 2% этого топлива. Весь остальной поставляется местными производителями, крупнейшими из которых являются ОАО «Приморскуголь», ОАО «Ургалуголь», ОАО «Русский уголь» и ОАО ХК «Якутуголь». Это соотношение обусловлено, в первую очередь, высокими расходами на доставку топлива из других регионов Российской Федерации. Цена привозного угля с учетом транспортировки оказывается выше, чем у местного. «Однако следует отметить, что в последнее время наметилась тенденция к повышению цен на местный уголь, что нивелирует эту разницу. Если угледобывающие компании ДФО и дальше будут продолжать такую политику, то мы не исключаем возможного существенного роста поставок дальнепривозных углей», - заявили в «РАО ЭС Востока».

Генераторы заискрили идеями

Дальний Восток, согласно расхожему мнению, является регионом с «избыточной генерацией» - при том, что тарифы на энергию здесь остаются высокими. Но если поделить весь объем выработки на сумму затрат на производство и транспортировку энергии, получится, что стоимость киловатт-часа в регионе действительно должна быть намного выше среднероссийской — иначе генерация не окупится. «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“» - считает первый заместитель генерального директора ОАО «Дальневосточная энергетическая управляющая компания» (ДВЭУК) Дмитрий Селютин. Издержки на генерацию выше тарифа, потому что Дальний Восток — не Центральная Россия и даже не Урал. Расстояния между городами исчисляются не десятками и сотнями, а тысячами километров.

Более того, около 80% мифических «излишков» электроэнергии генерируются устаревшими, изношенными и экономически нерентабельными электростанциями, которые уже в ближайшее время подлежат выводу из эксплуатации. В «РАО ЭС Востока» (дочка холдинга «РусГидро») подсчитали, что для замены этих мощностей нужно ввести около 2,7 ГВт новых. А для того, чтобы обеспечить стабильную и безрисковую работу энергосистемы, к 2025 году необходимо 4,1 ГВт.

И здесь возникает вопрос с финансированием строек, ведь тариф может покрыть только малую часть требуемых инвестиций. Часть затрат 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»,— отмечал еще в 2014 году заместитель генерального директора ОАО «РАО Энергетические системы Востока» по стратегии и инвестициям Алексей Каплун. По его мнению, только внедрение долгосрочных тарифов позволит привлечь необходимые средства для кардинальной модернизации энергосистемы ДФО.

Каплун также говорил о возможности экспорта энергии в Северную Корею в марте этого года. «Предварительный анализ существующего баланса мощности и электроэнергии в Приморье дает нам основание говорить о перспективности экспорта. По нашим предварительным оценкам, на первом этапе, чтобы удовлетворить текущее энергопотребление экономической зоны «Расон» будет достаточно строительства дополнительных линий электропередачи 110 кВ до российского города Хасан и границы с КНДР. Развитие проекта потребует дальнейшего строительства высоковольтных ЛЭП и участия в экспорте перспективных энергообъектов, строительство которых предусмотрено программой перспективного развития дальневосточной энергетики до 2025 года, разработанной холдингом», - цитировали его в пресс-службе компании.

Добавим, что в 2013 году, после масштабного наводнения, ОАО «РусГидро» вернулось к обсуждению разработанного еще в 70-х — 80-х годах прошлого века проекта по строительству новых ГЭС в бассейне Амура. Речь идет о Шилкинской, Гилюйской, Нижне-Зейской, Русиновской, Селемджинской. Нижне-Ниманской, ДальнереченскойГЭС. Однако в настоящее время решен вопрос лишь по строительству Нижне-Бурейской ГЭС. В мае о создании совместного предприятия договорились «РусГидро» и китайская корпорация «Три Ущелья» (China Three Gorges Corporation, сокр. – CTG). Строительство станции проектной мощностью 320 МВт ведется с 2010 года. Финансирование по итогам 2014 года составило 8,9 млрд руб.

Отметим, на данный момент электроэнергия из России экспортируется только в Китай и Монголию. По данным оператора экспорта, ОАО «Восточная энергетическая компания», за 2014 год экспорт в Китай составил 3,376 млрд кВтч (на 3,6% ниже показателей 2013 года), в Монголию — 390 млн кВт*ч (на 5,6% ниже показателей 2013 года).

Выигрывают все

По мнению заведующей сектором экономики ТЭК Института экономических исследований ДВО РАН Ольги Деминой, в ближайшей перспективе Дальний Восток будет оставаться неценовой зоной, где стоимость энергии формируется не законами рынка, а мерами тарифного регулирования. «Во-первых, масштабы потребления электроэнергии незначительны, к тому же и рассредоточены по большой территории региона. Создать здесь конкурентные условия для поставщиков энергии нет возможности, строительство сетевых – высоко затратно. К 2016 году ФСК планирует подключить два энергорайона Якутии к объединенной энергосистеме Востока, но это лишь незначительно увеличит потребление. Текущий объем потребления электроэнергии по ОЭС Востока порядка 30 млрд кВтч, присоединение якутских потребителей увеличит объем еще на 5 млрд кВтч», - объясняет она.

Объединение энергосистемы Востока с Единой энергосистемой страны также не играет существенной роли в изменении объемов потребления электроэнергии и снижении издержек. Для объединения энергосистем Востока и Сибири Федеральная сетевая компания (ФСК) планирует строительство вставки постоянного тока на подстанции 220 кВ «Могоча» в Читинской области, что позволит передавать до 200 МВт мощности из ОЭС Востока. В планах ФСК строительство аналогичной вставки постоянного тока на подстанции «Хани», которая увеличит общий переток мощности до 400 МВт. Малые объемы передаваемой мощности и большие расстояния передачи электроэнергии обуславливают низкую экономическую эффективность объединения энергосистем. «Фактически, объединение двух энергосистем существует, но экономически оно мало эффективно, – согласен старший научный сотрудник Института экономики ДВО РАН Александр Огнев. – Подключение северных и западных районов Якутии к ОЭС Востока не приведет к экономическим выгодам, но имеет смысл с точки зрения повышения надежности энергоснабжения якутских потребителей».

Эксперты согласны с энергетиками, что строительство новой генерации на Дальнем Востоке жизненно необходимо. «Только 8% оборудования наших станций имеет срок службы менее 20 лет. Остальное устарело не только физически но и морально, что проявляется в высоких удельных расходах топлива на единицу выработки электроэнергии. ТЭЦ, проекты по замене которых сейчас готовятся в РАО ЭС Востока, характеризуются высоким износом оборудования: на Хабаровской ТЭЦ-1 котельное оборудование изношено на 80%, турбинное — на более чем на 85%; на Владивостокской — 60% и 85% соответственно, а на Артемовской ТЭЦ — 90% и 60%», — говорит Ольга Демина. «Станции надо закрывать, и ставить новое оборудование. Если учесть средние сроки проектных работ — полтора года, потом экспертиза и утверждение, строительство — три-четыре года минимум, то к 2020 году ресурс многих ТЭЦ будет выработан полностью», — подтверждает Александр Огнев. В настоящее время, по его словам, на Дальнем Востоке действительно большой резерв мощности, и новые объекты будут «в какой-то степени избыточны». Установленная мощность дальневосточной генерации сегодня превышает пики максимумов нагрузок минимум в полтора раза. Но новые стройки — это необходимое для энергосистемы мероприятие. В восьмидесятые годы по причине развала СССР в энергетике был пропущен очередной инвестиционный цикл. На Дальнем Востоке было приостановлено строительство Бурейской гидростанции, пуск первого гидрогенератора состоялся только в 2003 году, а на проектную мощность ГЭС вышла лишь в 2009 году.

А вот говорить о строительстве новых гидростанций в бассейне Амура оба аналитика считают преждевременным. «Сейчас в бассейне Амура мы имеем только одну стройку — это Нижне-Бурейская ГЭС, ее ввод планируется на 2017 год. Это еще 320 МВт. ГЭС будет выполнять в том числе противопаводковые функции, работать на стоках Бурейской, являясь ее контррегулятором и обеспечивая ее выработку в предусмотренном проектом масштабе», — говорит Александр Огнев. Сегодня доля ГЭС составляет около 35% выработки в объединенной энергосистеме Востока. Остальное — тепловая энергетика, 40% которой работает на газе, 60% на угле. Это достаточно оптимальная структура топливной корзины электростанций, «уголь — был, есть и остается основным топливом для наших электростанций». Ольга Демина отмечает, что в соответствии со «Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2014-2020 годы», утвержденной приказом Минэнерго России от 01.08.2014 № 495, которая проходит ежегодные корректировки, в ОЭС Востока в перспективе до 2020 года планируется строительство только Нижне-Бурейской ГЭС. В нормативных документах, определяющих развитие отрасли, рассматриваются варианты строительства новых ГЭС в регионе, но их реализация, вероятна после 2020 года. По ее словам, перекос в сторону гидроэнергетики не является оптимальным решением. Ведь выработка ГЭС целиком зависит от гидрологии, что предполагает наличие ТЭС для компенсации дефицита электроэнергии в маловодные годы — как, например, прошедший.

Что же касается соотношения угля и газа, то твердое топливо рентабельно по отношению к «голубому», только в том случае, если относительная цена на газ будет в 1,8-2 раза выше цены угля. Сейчас же они сопоставимы. В Энергетической стратегии России до 2035 года заложено выравнивание газовых цен на внутреннем и внешних рынка. Тогда угольная генерация станет рентабельной. Электростанции на сегодняшний день являются крупнейшим потребителем угля, на их долю приходится свыше 45% добываемого угля в регионе. Кроме того, для дальневосточных электростанций проектным топливом являются местные виды угля, и их необходимо добывать при сохранении структуры генерации. В основном дальневосточный уголь низкокалорийный, на внешних рынках он не конкурентоспособен, поэтому снижение потребления угля на электростанциях в регионе приведет к потере рынка сбыта. В данном случае необходимо решать вопросы социальной эффективности, так как есть моноспециализированные поселки, где население занято на угольных разрезах. По мнению экспертов Института экономических исследований ДВО РАН, в перспективной топливной корзине электростанций ОЭС Востока доля газа составит около 41%, доля угля снизится до 57%, ожидается небольшое увеличение доли нефтяного топлива на 1%.

Кроме того, в использовании газового топлива есть риски, связанные с невозможностью резервирования. «Газ из трубы берется сразу, у нас нет газохранилищ. Если возникнут трудности с газоснабжением, угольные станции могут обходиться своим топливом, а газовые окажутся в критическом положении. И поэтому резерв из угольных электростанций — это благо и для населения и для энергетики», — отмечает Александр Огнев.

Что касается проектов экспортоориентированных электростанций, то эту инициативу оба эксперта целиком поддерживают. Предварительные политические соглашения по экспорту электроэнергии в Китай уже существуют, но нет станций, которые были бы ориентированы на внешние поставки. Сейчас в КНР поставляется электроэнергия от действующих электростанций ОЭС Востока, и этот экспорт составляет около 9% от общего потребления на юге Дальнего Востока. В потреблении провинции Хэйлунцзян российская энергия занимает около 3%. Китай готов нести расходы, связанные с импортом электроэнергии из России. Наши соседи построили мощнейшую вставку постоянного тока и линии электропередачи от вставки во внутренние районы. Китай предлагает кредиты, для того, чтобы мы могли начать строительство экспортно-ориентированных станций. Если будет достигнуто политическое решение — они будут построены», — утверждает Александр Огнев.

Экспортная цена российской электроэнергии в Китай определяется ценами на оптовом рынке на Дальнем Востоке и ценами на оптовом рынке в Северо-Восточных провинциях Китая. Цены электроэнергии на оптовом рынке Дальнего Востока формируются как средневзвешенное значение по всем видам генерации, хотя себестоимость производства на ГЭС и ТЭС разная. Кроме того, экспортные поставки — это дополнительная загрузка наших станций, что ведет к более оптимальному режиму использования топлива, снижению себестоимости производства. По большому счету выигрывают все, заключают эксперты.