Новый свет для Сахалина или кто заплатит за надежность? 16.12.2020 04:16

Прогресс в области энергообеспечения обходится недешево, но взваливать бремя расплаты только на потребителя – шаг в пропасть.

Появление новых электростанций на Дальнем Востоке, безусловно, имеющих огромное значение для развития энергетики и экономики макрорегиона, поставило перед общественностью главный вопрос – кто должен компенсировать инвестиционные затраты, как новые генерирующие мощности отразятся на платежах за электроэнергию.

Так, например, в ноябре 2019 года был запущен в эксплуатацию важный инфраструктурный объект – Сахалинская ГРЭС-2 на Сахалине (примечание редакции - новая электростанция после пуска была передана в эксплуатацию ПАО «Сахалинэнерго). К проекту было приковано пристальное внимание экспертного сообщества: ситуация с энергоснабжением отдаленного региона была критической, но звучали опасения, что запуск нового объекта генерации приведет к росту тарифов. Разбираемся, как появление станции сказалось на надежности изолированной от ЕЭС энергосистемы, и сбылись ли негативные прогнозы.

НА ПОРОГЕ БЛЭКАУТА

Единая энергосистема России представляет собой уникальное явление: гигантская территория, включающая также некоторые сопредельные страны, управляется из одного центра (диспетчер – Системный оператор ЕЭС), что позволяет обеспечить высочайшую надежность энергоснабжения. Но и у ЕЭС есть свой «скелет в шкафу»: ряд регионов Дальнего Востока, включая Сахалинскую область, не имеют физической связи с ЕЭС и функционируют автономно. Это значит, что в той же Сахалинской области приходится полагаться только на собственную генерацию.

Построенная еще в советские годы Сахалинская ГРЭС оказалась не в состоянии в полной мере обеспечить потребности региона уже к началу 2000-х годов: при установленной мощности в 168 мегаватт она генерировала только 30 мегаватт. Причиной, помимо прочего, стал ускоренный износ оборудования. Дело в том, что на острове мало крупных промышленных потребителей (доля – 7,7%), создающих круглосуточный спрос на электроэнергию, и станция работает в основном на жилой сектор, характеризующийся ярко выраженными суточными колебаниями спроса. Помимо самого заметного, вечернего пика потребления, существует утренний всплеск спроса, а ночью электроэнергия мало кому нужна. Проблема в том, что такой режим эксплуатации крайне неблагоприятен для работающих на угле котлов и паровых турбин: их постоянно приходится то запускать, то останавливать, что быстро выводит их из строя. В результате в 2003 году ограничения энергоснабжения достигали 5-6 часов в день. Вопрос был настолько острый, что рассматривался на заседании антикризисного штаба РАО ЕЭС.

Хотя в том же 2003 году в ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья» включили строительство новой станции вместе с модернизацией сетей, окончательное решение принято только в декабре 2011 года, а строительство началось в 2015 году. К тому моменту проблема только обострилась: рост энергопотребления области на период до 2020 года оценивался от 0,5 до 2% в год (в реальности он составил 5,5%), при этом генерация на существующих мощностях лишь снижалась.
Проектом занялась компания РусГидро. Дело в том, что в 2011году РАО ЭС Востока, обремененное серьезной долговой нагрузкой, стало дочерней структурой РусГидро. Сегодня именно РусГидро обеспечивает энергоснабжение Дальнего Востока (за исключением Бурятии и Забайкальского края) через принадлежащие ей компании, в том числе ПАО «Сахалинэнерго».

УГОЛЬ С ЧЕЛОВЕЧЕСКИМ ЛИЦОМ

Выбор угля в качестве топлива для новой станции был единственно верным решением. Угля в регионе много (станция построена на базе месторождения Солнцевское-2), цена на него приемлема, нет проблем с логистикой. Альтернативная энергетика (ветер, геотермальные источники, приливные станции) – это хорошо, но обстановка была явно не та, чтобы ставить эксперименты. Энергосистему региона надо было спасать, над Сахалином висел риск глобального блэкаута, который привел бы к гуманитарной катастрофе. Но современные экологические нормы предъявляют жесткие требования к проектировщикам. В результате ГРЭС-2 стала эталонным примером современной чистой станции, работающей на угле.

На ГРЭС-2 задействованы электрофильтры последнего поколения, улавливающие 99,6% частиц золы (на старой ГРЭС –96,6%). Удельный суммарный выброс загрязняющих веществ составляет лишь 0,025 грамм на тонну топлива. ГРЭС-2не сбрасывает сточные воды в водоемы: на ней применена оборотная система водоснабжения. Более эффективное сжигание топлива (из тонны угля вырабатывается на треть больше энергии, чем на старой станции) привело к резкому сокращению образования отходов. Проектировщики также учли высокую сейсмичность района и повышенный риск прохождения тайфунов. При этом генерирующее оборудование – российского производства (паровые турбины изготовлены АО «Уральской турбинный завод», генераторы – НПО «ЭЛСИБ», котлоагрегаты – ПАО «Силовые машины»), что еще раз позволило продемонстрировать высокий уровень развития отечественного энергетического машиностроения.

В результате запуска ГРЭС-2 установленная мощность энергосистемы Сахалина увеличилась до 623 мегаватт против 587 мегаватт ранее.

В КОРИДОРЕ КУРСОВЫХ РИСКОВ

Строительство ГРЭС-2 пришлось на сложный период для экономики: в конце 2014 года из-за введения санкций против России резко снизился курс рубля, соответственно, при реализации проектов, связанных с закупкой импортного оборудования, возросли издержки. Не обошла эта участь и ГРЭС-2: смета на возведение первой очереди объекта выросла на 9,3 млрд. рублей. В 2012 году РусГидро получило из федерального бюджета путем внесения средств в уставной капитал 50 млрд. рублей на строительство ГРЭС-2 и еще трех крупных объектов на Дальнем Востоке (из которых на ГРЭС-2 пришлось 14,04 млрд.). Этих средств в связи с новыми обстоятельствами, однако, не хватило. Финансовые проблемы, тем не менее, были оперативно решены: так, компания привлекла 5 млрд. рублей от  АО «Фонд развития Дальнего Востока и Байкальского региона» под 5% годовых на 8 лет.

Тем не менее, в 2018 году появился отчет аудиторов Счетной палаты, в котором содержались указания на риски удорожания электроэнергии в связи с увеличением сметы на строительство ГРЭС-2 и других объектов. В документе указывалось, что вырасти могут в первую очередь местные тарифы, при этом обходились молчанием два момента. Во-первых, на Сахалине регулируются все тарифы, нерегулируемых нет, такова особенность этого региона. Во-вторых, с 2017 года действует механизм выравнивания тарифов на оптовом рынке на Дальнем Востоке за счет субсидирования потребителями в так называемых ценовых регионах, то есть в центральной России. Таким образом, вероятность роста тарифов непосредственно на Сахалине на самом деле практически отсутствовала. Что ж, наступил 2020 год,  и, естественно, никакого опережающего роста тарифы для населения на Сахалине в 2020 году не испытали. Так, с 1 июля 2020 года киловатт-час для населения в регионе планово подорожал на 16 копеек (справочно, в 2018 году – на 13 копеек). Но что с тарифами на оптовом рынке и в целом с возмещением инвестиционных затрат?

КТО ПЛАТИТ, ТОТ И ЗАРАБАТЫВАЕТ

На период с 2009 по 2020 год капиталовложения в модернизацию энергосистемы Сахалинской области оценивались в 116,14 млрд. рублей. Источниками финансирования программ модернизации выступают бюджеты всех уровней, включая федеральный, а также инвестиционные программы крупных энергокомпаний.

При этом бюджет по сути является и основным бенефициаром от ввода в эксплуатацию инфраструктурных объектов. Так, согласно Стратегии социально-экономического развития Сахалинской области, ввод ГРЭС-2 на горизонте до 2027 года обеспечит рост притока налоговых поступлений на 8 млрд. рублей в год, вклад в ВРП составит 31 млрд. рублей. Эти цифры не учитывают кумулятивного эффекта от увеличения инвестиционной привлекательности региона в целом. Так, в инвестиционном портфеле области содержатся подписанные соглашения на общую сумму 750 млрд. рублей.

Экономический эффект от запуска большинства проектов начнет сказываться с 2023-2024 годов. Конечно, эти проекты не могут быть реализованы без обеспечения надежного энергоснабжения.

«Таким образом, бюджет несет затраты, но и получает доходы. Другого в российских реалиях не дано, - говорит директор Института национальной энергетики Сергей Правосудов, - если заставить население и бизнес напрямую и непосредственно компенсировать инвестиционные затраты, те и другие просто не смогут этого сделать. Инвестиционные потребности страны огромны, и без задействования бюджета вводов новых объектов просто не будет». 

«В конечном счете за все и всегда платит потребитель, но как именно, в какой пропорции и в каком темпе – решает государство. В России розничный потребитель предельно защищен, в этом основа отечественной социально ориентированной экономической политики. Государство решило, что ради опережающего развития Дальнего Востока можно временно перенести часть тарифного бремени на оптовых потребителей Центрального региона. Расчет на то, что впоследствии инвестпрограммы на Дальнем Востоке «выстрелят», и затраты вернутся сторицей. Не стоит забывать, что бюджет финансируется из налогов, и задача увеличения налогооблагаемой базы является для государства приоритетной. Сложно представить, как может быть иначе. Ничего не строить, потому что это дорого и за это придется платить? Не вопрос, но тогда ничего в стране и не будет», - говорит Правосудов.

«Мировая практика знает огромное число способов компенсации инвестиционных затрат при модернизации и строительстве инфраструктурных объектов. Так, в США процесс предельно «спрямлен»: энергетические компании непосредственно перекладывают инвестиционное бремя на потребителей, включая население. Вмешательство регулятора ограниченно и часто сводится к определению «разумной нормы прибыли» при тарифообразовании. Система имеет тот очевидный недостаток, что возможности для строительства больших объектов крайне скудны: компании должны обосновать необходимость строительства перед регулятором, и сделать это, как правило, непросто. В попытках решить проблему США пытаются внедрить элементы дерегулирования, но по факту монополия вертикально-интегрированных холдингов, включавших как генераторов, так и поставщиков, сменилась монополией поставщиков. В России такая система работать не будет, говорит член-корреспондент РАН Руслан Гринберг, - одно дело государство, в котором давно построено «все», и требуется лишь некоторая модернизация, другое дело – Россия, которой предстоит по сути провести индустриализацию заново. При таком раскладе делегирование государству решающей роли – единственно возможное решение».

«У нас огромная страна с относительно небольшим населением. Уровень доходов населения, да и основной массы бизнеса, по меркам тех же США невысок. При этом мы до сих пор не решили даже задачу «связать» всю нашу территорию единой инфраструктурой: скажем, энергосистема Дальнего Востока отделена от ЕЭС. Классические модели решения этой дилеммы, основанные на развитии конкуренции, работать не будут именно в силу малочисленности населения и его бедности. Таким образом, развитие инфраструктуры в России – это преимущественно забота государства. Оно решает, что и где строить. Как финансировать. Как и каким образом это будет окупаться. Ему приходится контролировать даже не издержки, как это делают регуляторы во многих других странах, а сами цены. Только оно понимает, какой уровень тарифов выдержит население и бизнес в том или ином регионе. И откуда взять средства, если не непосредственно из тарифа», - говорит Гринберг.

Безусловно, у жесткой регулятивной модели есть и минусы: так, в ситуации, когда бюджет является и основным инвестором, и главным бенефициаром, трудно обеспечить впечатляющие темпы роста ВВП. Но иного не дано: отказ от ввода новых объектов приведет страну в парадигму выживания, что обернется медленной гибелью экономики, а отдача процессов на откуп свободному рынку вызовет коллапс, и в этом случае распад экономической системы произойдет практически мгновенно, резюмирует Гринберг.
Теги: