Состояние и перспективы развития электроэнергетики Дальнего Востока

Введение

     Площадь Дальневосточного Федерального округа ( ДФО) составляет 6 216 тыс. кв. км (36,4% от всей территории РФ), в округе проживает 6,5 млн. человек (4,6% численности населения России), при этом в течение продолжительного периода численность проживающих в ДФО сокращается в среднем на 1,2% в год. На долю Дальнего Востока приходится 4,6% суммарного объема ВРП (валового регионального продукта), а темп роста ВРП на 1,5–2,0% отстает от общероссийского показателя. На Дальнем Востоке формируется существенная доля продукции реального сектора экономики страны. Здесь добываются уголь, нефть и газ, цветные, в том числе благородные металлы, лес и рыба, производится электроэнергия, причем практически вся продукция экспортоориентирована и конкурентоспособна. Дальний Восток занимает крайне выгодное экономико-географическое положение, соседствуя с Китаем, Японией, Южной и Северной Кореей. Регион находится на кратчайших путях из Западной Европы в Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР). К портам Дальнего Востока имеют выходы транспортные системы Транссибирской и Байкало-Амурской магистральных железных дорог, пересекающих Евразию, а вдоль дальневосточных берегов проходит Северный морской путь.      

Огромная  территория и неравномерный характер промышленного освоения затрудняют создание на Дальнем Востоке единой энергетической системы. Поэтому энергетика Дальнего Востока включает в себя объединенную энергосистему (ОЭС) Востока, на ее основе создано ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» и пять изолированных энергосистем. При  этом фактически ОЭС Дальнего Востока  изолирована как от ОЭС Сибири, так и от ОЭС Урала и Европейской  России, потому что межсистемные перетоки электроэнергии обеспечиваются маломощными  линиями электропередачи напряжением 220 кВ.     

Особенности генерации электроэнергии связаны  с резко выраженной сезонностью  производства и приоритетной выработкой тепловой энергии (из-за суровых климатических  условий). В структуре установленной  мощности 30% занимает гидрогенерация, остальное приходится на тепловые электростанции (ТЭС). Основным видом топлива для действующих ТЭС является уголь, доля которого в топливопотреблении превышает 71%. Доля мазута составляет 10%, дизельного топлива — 2,5%, газа — 16,5%. В Хабаровском, Приморском и Камчатском краях, а также в Сахалинской области производство электроэнергии полностью базируется на тепловых электростанциях. При этом в Хабаровском крае вообще создана уникальная для России структура электростанций: 95% установленных мощностей — теплофикационные агрегаты. Перед энергетиками Дальнего Востока остро стоит задача не только менять структуру топливного баланса, но и модернизировать существующие мощности, снижая экологические риски и неизбежные издержек.

    В операционную зону оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) Востока межсистемными линиями электропередач (ЛЭП) объединены Амурская, Приморская, Хабаровская энергосистемы и Южный район Якутской энергосистемы, образующие Объединенную энергетическую систему Востока (ОЭС Востока), потребление электроэнергии в которой составляет 70% (свыше 27 млрд. кВт•ч) от общего потребления ДФО. Камчатская, Магаданская, Чукотская, Якутская, Сахалинская энергосистемы работают изолированно. Помимо этого в Якутской энергосистеме изолированно друг от друга работают Центральный и Западный энергорайоны, а на Чукотке в аналогичном режиме работают три энергорайона.

     Дальневосточная  энергетика сегодня в России  наиболее затратна. Если в целом по стране доля угля в топливном балансе производства энергии – 29–32%, то на Дальнем Востоке – 75%.

     Развитие  топливно-энергетической  системы оказывает  решающее  влияние на уровень энерговооруженности   всех отраслей промышленности  и сельского  хозяйства, рост  производительности труда.

     В связи  с серьезным обострением  ситуации  в энергетической отрасли   Дальнего Востока необходимость   в изучении экономико-технических   показателей основных производителей  электроэнергии в регионе является  одной из важнейших тем в  наши дни. 

1. Реальное  положение и перспективы

     Ещё недавно  планы по развитию Дальнего Востока казались масштабными, но вполне осуществимыми. Одной из ключевых составляющих этих планов было развитие энергетики Дальнего Востока  как основного элемента инфраструктуры региона, без которого невозможна реализация его потенциала.

     Преградой на пути реализации проектов является неразвитость инфраструктуры региона, в том числе энергетической. "Эта неразвитость ощущается абсолютно во всем. Не развита транспортная инфраструктура, поэтому очень дорогие первичные энергоресурсы. Не развита энергетическая инфраструктура, поэтому очень дорогая электроэнергия по совокупности затрат. Самое главное – неразвитость электросетевой инфраструктуры, что создает проблемы с реализацией мега проектов, все они требуют опережающего развития, в первую очередь энергетической инфраструктуры и транспортной", – отмечает Геннадий Алексеев, первый заместитель председателя правительства Республики Саха (Якутия).

     Динамично  развивается Приморский край. Однако  уже сейчас во Владивостоке  в силу проблем, накопившихся  за десятилетия, порой отсутствует  техническая  возможность подключения  новых  потребителей, а резервы  для прохождения  пиковых нагрузок  приближаются к  нулю. В 2012 году  на острове Русский  во Владивостоке прошел саммит АТЭС. Для его качественной организации и придания импульса развитию региона  предстояло решить целый комплекс задач по развитию энергетической инфраструктуры города.

     Энергетики  и региональные органы власти  понимают, что для реализации  этих и множества  других  масштабных проектов существующих  генерирующих и сетевых мощностей   явно недостаточно.

     Согласно  прогнозам  темпы роста электропотребления  на Дальнем Востоке в период  до 2015 года составят от 3 до 4,2 процента  в  год. В 2009 году уровень  электропотребления превысил абсолютный  максимум электропотребления, достигнутый  в 1990 году.

     "Огромные  расстояния, низкая плотность населения,  сложные климатические условия,  отсутствие конкурентного рынка   электроэнергии определяют специфику   электроэнергетики Дальнего Востока", – говорит управляющий консультант   компании «Branan» Алексей Знаменский. "Свободного рынка в регионе не предвидится. Как минимум до 2015 года дальневосточные энергетические компании будут работать по регулируемым тарифам", - отмечает аналитик компании "Тройка Диалог" Александр Котиков. Этим объясняется низкая инвестиционная привлекательность энергетики Дальнего Востока для частного бизнеса и выбор другой схемы реформирования энергетики региона: в отличие от других частей страны, где были созданы конкурирующие между собой частные генерирующие компании (ОГК и ТГК), в энергосистеме Востока с учетом региональной специфики было принято стратегически правильное решение о централизации энергетических активов.

     Однако  в  то время как в энергетику  России приходили частные инвесторы,  в том числе иностранные, энергетические  компании Дальнего Востока развивались   исключительно за счет собственных   и заемных средств.

     Сегодня электроэнергетика  Дальнего Востока  практически  полностью находится  под контролем  трех государственных  компаний  – ОАО "РАО Энергетические  системы Востока" (холдинг, контролирующий  тепловую генерацию, распределительные   сети и сбыт), ОАО "ФСК ЕЭС" (магистральные  электрические  сети), ОАО "РусГидро" (крупные гидроэлектростанции).

     "Серьезной   проблемой дальневосточной энергетики  является низкая энергетическая  эффективность в силу хронического  недофинансирования отрасли. Потери  в электрических сетях в целом  по Дальнему Востоку составляют 16,7 процента, тогда как в целом  по стране средний уровень  потерь находится на уровне 12 процентов. Износ энергетического  оборудования на Дальнем Востоке  уже сейчас превысил 60 процентов,  на некоторых электростанциях  до сих пор используется оборудование, введенное более 40 лет назад.  Техническое состояние сетей  не позволяет обеспечить надежное  электроснабжение. Большое количество  аварийных отключений происходит  из-за перегруза линий, разрушения  опорных изоляторов, прохождения  циклонов. Также значительные расстояния  определяют высокую долю топливной  составляющей в тарифе, многие станции работают на дорогостоящем мазуте", – рассказывает директор Центра экономики электроэнергетики Института экономики естественных монополий Академии народного хозяйства при правительстве РФ Борис Файн.

     Несмотря  на  все эти трудности, энергетики  решают задачу обеспечения потребителей  электроэнергией, однако средств,  получаемых от операционной деятельности, хватает  только на поддержание  текущего состояния  генерирующих  мощностей и сетевого хозяйства.  Средств на инвестиции в   новое эффективное оборудование, развитие сетей, строительство  подстанций нет.

     Преодоление  существующих проблем возможно  только путем комплексной, согласованной   реализации целенаправленных инвестиционных  программ ОАО "РАО ЭС Востока", ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО  "РусГидро". 

2. Перспективная гидрогенерация

     Потребность  во вводах генерирующих мощностей  в  ДФО к 2020 г., согласно Генеральной   схеме размещения объектов электроэнергетики   до 2020 г., составляет 16,04 ГВт, в том   числе по гидрогенерации – 3,75 ГВт. Наиболее перспективными проектами в ОЭС Востока могут стать гидрогенерирующие мощности, хотя они и самые затратные, но при долгосрочном прогнозировании уровня энерготарифов не привязаны к топливной составляющей. Дальний Восток и Забайкалье обладают более 45% потенциальных гидроэнергетических ресурсов России, почти 68% из которых могут быть использованы технически.

     Современный  же уровень практического использования   гидроэнергетических ресурсов в   ДФО крайне низок – около  1% от потенциала. Одним из крупнейших  проектов в энергетике является  строительство  и ввод мощностей  Бурейской ГЭС (пос. Талакан, Амурская обл.). При завершении строительства межсистемных линий электропередачи 500 кВ для выдачи мощности Бурейской ГЭС и связи Хабаровской и Дальневосточной энергосистем переток мощности от Бурейской ГЭС в остродефицитное Приморье может достигать до 1 ГВт. Дополнительно рассматривается строительство Нижне-Бурейской ГЭС (320 МВт) с целью оптимизации режимов работы Бурейской  ГЭС, Нижне-Зейской ГЭС (400 МВт) для сдерживания уровня энерготарифов  в ОЭС Востока за счет увеличения доли гидрогенерации в энергобалансе. Второй значимый проект в гидрогенерации – строительство Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса (ГЭК) в Якутии. В его состав войдут семь ГЭС на притоках рек Лена и Алдан – общей установленной мощностью 8,5 ГВт. Ввод в эксплуатацию этого комплекса позволит не только полностью покрыть потребности  Якутии в электроэнергии (по прогнозам, к 2015 г. энергопотребление в республике увеличится примерно на 7 млрд. кВт/ч), но и направлять большую часть энергии в ОЭС Востока и ОЭС Сибири, а в перспективе – и на экспорт в страны Северо-Восточной Азии. По оценкам, затраты на строительство Южно-Якутского ГЭКа составят около 8,2 млрд. долларов, а само строительство с выходом на проектную мощность займет не менее 16 лет. Пока за счет средств Инвестфонда и ОАО «РусГидро» в рамках мегапроекта «Комплексное развитие Южной Якутии» решено строить только одну ГЭС из каскада – Канкунскую мощностью 1600 МВт. 

3. Модернизация ТЭС

     Основным  видом  топлива для действующих  ТЭС  является уголь, доля которого  в  топливопотреблении превышает 71%. Доля мазута составляет 10%, дизельного топлива – 2,5%, газа – 16,5%. В Хабаровском и Приморском краях, а также в Сахалинской области производство электроэнергии полностью базируется на тепловых электростанциях. Камчатская, Магаданская, Сахалинская энергосистемы работают изолированно и состоят из отдельных энергорайонов, не связанных друг с другом. Основная проблема здесь – зависимость от поставок топлива с материка. Крупные инвестиционные проекты в регионе по вводу мощностей: Ургальская ТЭС (4х900 МВт) в Хабаровской энергосистеме; Харанорская ТЭС (3х800 МВт), Татауровская ТЭС (2х600 МВт), Олонь-Шибирская  ТЭС (4х900 МВт) в Сибири; увеличение мощности до 570 МВт Нерюнгринской ГРЭС в Якутии. Из-за дефицитности топливного баланса региона и высокой стоимости топлива, приоритетным направлением в повышении экономической эффективности теплогенерации в регионе является техническое переоснащение ТЭС с заменой паросиловых турбин на парогазовые и оптимизация топливного баланса. В частности, предполагается существенное снижение доли мазута, увеличение доли угля с повышением его качества и сохранения практически на прежнем уровне доли газа в топливном балансе региона. Учитывая перспективу развития в регионе гидрогенерации, Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики не предусматривается масштабного строительства АЭС. В этом смысле можно отметить планируемое в период 2016–2020 гг. сооружение двух энергоблоков Приморской АЭС с реакторной установкой ВБЭР300 установленной мощностью 600 МВт и Певекской плавучей атомной тепловой электростанции (ПАТЭС) с реактором КЛТ-40С мощностью 70 МВт в Чукотском автономном округе.

Развитие электрических  сетей.   

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети (МЭС) Востока - в 2008 году освоил около 7 млрд рублей, инвестированных в развитие Единой национальной электрической сети (ЕНЭС) на территории Дальнего Востока. Это самые большие инвестиционные вложения в магистральные сети Востока России за все время их существования. Стабильное финансирование позволило выполнить огромный объем работ, направленных на повышение надежности электроснабжения потребителей Амурской и Еврейской автономной областей, Хабаровского и Приморского краев, а также юга Республики Саха (Якутия).

В 2008 году МЭС Востока  продолжали строительство новых  объектов и модернизацию существующих. В рамках создания энергетического  кольца 500 кВ Дальневосточная - Владивосток - Лозовая - Чугуевка протяженностью 467 км в 2008 году продолжалось строительство подстанции 500 кВ Владивосток мощностью 501 МВА и линии электропередачи 500 кВ Дальневосточная - Владивосток. Утверждена проектная документация и проведен конкурс по выбору подрядчика для строительства подстанции 500 кВ Лозовая. Реализация к 2012 году всего проекта создания энергетического кольца 500 кВ на юге Приморья, ориентировочная стоимость которого составляет 12,6 млрд рублей, позволит ликвидировать дефицит электроэнергии в южной части Дальневосточной энергосистемы и обеспечит функциональную надежность сетей 220 кВ в Приморском крае.