Перспективы развития энергетики Дальнего Востока

3.    Курс  на модернизацию ТЭС.

Основным видом топлива  для действующих ТЭС является уголь, доля которого в топливо потреблении 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.

4.    Развитие  электрических сетей.

На территории ОЭС Востока  действуют электрические сети напряжением 110–220–500 кВ. В изолированных энергорайонах  действуют электрические сети напряжением 220 кВ и ниже. Характерной особенностью электрических сетей ОЭС Востока  является их цепочечный характер и  большая протяженность, связанная  с удаленностью крупных электростанций от потребителей (западной части Амурской энергосистемы, Хабаровской энергосистемы, юга Приморской энергосистемы). В  изолированных энергосистемах, вследствие работы не в составе объединенной энергосистемы Востока, возникает необходимость содержания увеличенного резерва мощности и использования большого количества дизельных электростанций на дорогом топливе. Развитие сетевой инфраструктуры ДФО и строительство в соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики межсистемных линий электропередачи ЛЭП-220-500 кВ общей протяженностью свыше 3,5 тыс. км жизненно необходимо для решения задачи по обеспечению параллельной работы ОЭС Сибири и ОЭС Востока, а также сокращения до минимума существования изолированных узлов в самом округе. Для передачи мощности строящихся ГЭС в Якутии в Хабаровскую и Приморскую энергосистемы планируется усиление существующего транзита 500 кВ вдоль Транссибирской железнодорожной магистрали и сооружение нового транзита 500 кВ вдоль БАМа от Нерюнгринской ГРЭС до Хабаровска. Кроме того, строящиеся линии электропередачи открывают большие возможности экспорта электроэнергии в значительных объемах в страны Юго-Восточной Азии.

5. Стимул для развития.

Дальний Восток обладает огромным потенциалом для развития альтернативной энергетики на возобновляемых источниках. Основную часть потенциала составляет геотермальная энергия и энергия  приливов. ОАО «РусГидро» на Дальнем  Востоке эксплуатируются мощности и реализуется ряд проектов в  альтернативной энергетике: эксплуатация Паужетской ГеоЭС (14,5МВт), строительство  бинарного блока на Паужетской ГеоЭС (2,5 МВт), эксплуатация Мутновской и  Верхнее-Мутновской ГеоЭС (62 МВт), проектирование Мутновской ГеоЭС-2 (50МВт), строительство  ветропарка на о. Русский (30 МВт), проектирование Тугурской приливной станции (3850 МВт). Однако, даже с учетом проектируемых  мощностей, потенциал возобновляемых источников осваивается на Дальнем  Востоке достаточно слабо. Причиной тому являются высокие капитальные  затраты на строительство объектов ВИЭ, крайне длительные сроки окупаемости  инвестиций и, как следствие, низкая инвестиционная привлекательность  отрасли альтернативной энергетики. Принимая во внимание высокий инновационных  характер технологий, решением проблемы призвана стать нормативноправовая база развития альтернативной энергетики, основные предпосылки которой заложены в Федеральном законе «Об электроэнергетике» № 35-ФЗ (в редакции 250-ФЗ). В разработке нормативной базы активное участие  принимает ОАО «РусГидро». Нормативная  база стимулирования энергетики на возобновляемых источниках энергии включает в себя ряд нормативных документов, часть  из которых уже принята (постановление Правительства РФ № 426 от 03.06.2008 г. «О квалификации генерирующего объекта ВИЭ…», Указ Президента РФ №889 от 04.06.2008 г. «О некоторых мерах по повышению энергетической эффективности экономики РФ»), другая часть подготовлена и должна быть принята до конца 2008 г. Данная нормативная база предполагает применение различных мер стимулирования развития альтернативной энергетики, в частности: применение надбавок к рыночным ценам для генерирующих объектов на возобновляемых источниках, компенсация из бюджета стоимости технологического присоединения объекта ВИЭ к электрическим сетям, компенсация из бюджета части процентов за пользование кредитами и страховой премии для объектов ВИЭ и т.д. Реализация всех этих направлений сможет решить самую главную проблему энергетики Дальнего Востока – проблему высоких тарифов на электрическую и тепловую энергию.

6.    Кластер  – основа для развития.

Дальневосточная энергетика сегодня в России наиболее затратна. Если в целом по стране доля угля в топливном балансе производства энергии составляет 29–32%, то на Дальнем  Востоке она достигает 75%. При  этом 23% твердого топлива завозится  из-за пределов региона, в результате чего уголь становится дороже на 40%, а в Камчатском крае, Магаданской  области, а также Корякском и  Чукотском автономных округах –  на 60%. Цена электрической энергии  для потребителей в ДФО в 1,7 раза превышает среднероссийскую. При  этом в Корякском и Чукотском  автономных округах превышение составляет соответственно 11 и 4 раза. Тарифы же на тепловую энергию выше средних по России в 2,2 раза. Высокие тарифы на электрическую энергию и транспортные издержки угрожают экономической безопасности ДФО, мешают развитию промышленных предприятий, сельскохозяйственных товаропроизводителей, предприятий социальной сферы. Главным  выходом из положения здесь видят  пока прямое субсидирование государством разницы в стоимости тарифов  на электрическую энергию. Тарифы на электроэнергию на Дальнем Востоке, по оценке экспертов, смогут сравняться со среднероссийскими только к 2018–2020 гг., и то, если в ДФО изменится  структура топливного баланса и  будут созданы необходимые условия  для ввода новых гидроэнергомощностей. Базовой основой для развития электроэнергетики ДФО является создание энергопромышленных кластеров, в которых новые объекты гидрогенерации могут быть оптимальным источником энергоснабжения для крупных  потребителей. Одна из основных задач  государства в создании энергопромышленных кластеров – формирование инфраструктурных условий, при которых бизнесу будет выгодно развивать экономику, обеспечивая баланс социального, технологического и экономического развития, и здесь государство, как инвестор, выступает активным партнером бизнеса, формируя там один из важнейших механизмов инвестиционной деятельности – частно-государственное партнерство. Для реализации проекта «Комплексное развитие Южной Якутии» предполагается создание экономического кластера в Южной Якутии на базе энергии ЮжноЯкутского гидроэнергетического комплекса и минерально-ресурсной базы региона. Управление такими энергопромышленными программами должно осуществляться комплексно, в рамках специально создаваемых органов – корпораций развития региона, обеспечивающих согласованный инвестиционный процесс, синхронность создания энергетической инфраструктуры и новых потребителей энергии. На данный момент сформировано и зарегистрировано ОАО «Корпорация развития Южной Якутии». По этой же схеме должны быть созданы кластеры развития Приамурья и Северо-Востока. Основная роль в развитии электроэнергетики ДФО остается за государством. И хотя ключевые инвестиционные проекты будут проходить под его контролем, это ни в коей мере не мешает негосударственным компаниям поучаствовать в развитии дальневосточных энергоактивов. Именно в конструктивном сотрудничестве федеральной и региональной власти и бизнеса залог успеха в реализации столь масштабных планов по развитию электроэнергетики региона.

7. Восточный вектор  энергетической политики России (основные концептуальные положения).

Особенности развития экономики  страны в новых условиях вызывают необходимость пересмотра ранее  принимавшихся приоритетов в  экономической и энергетической политике России.

Национальные интересы России требуют активизации ее взаимовыгодного  энергетического сотрудничества с  Японией, Китаем, Кореей и другими  странами Северо-Восточной Азии.

Это приоритетное направление  развития энергетики страны, неофициально получившее название «Восточный вектор энергетической политики России», четко  обозначено в Энергетической стратегии  до 2020 г., суть которого состоит в  следующем:

‑ создание новых энергетических центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке будет способствовать повышению энергетической безопасности России, восстановлению и усилению нарушенных топливно-энергетических связей между регионами, решению многих важных задач федерального, межрегионального и регионального уровней;

‑ быстрое и широкомасштабное развитие энергетики восточных регионов России и выход на энергетические рынки Японии, Китая, Кореи и других стран Северо-Восточной Азии необходимо рассматривать как важное средство своевременного обеспечения должных позиций России в этом стратегически важном регионе мира;

‑ создание на Востоке России и в Северо-Восточной Азии развитой энергетической инфраструктуры в виде межгосударственных газопроводов, нефтепроводов, ЛЭП позволит снизить стоимость энергоносителей, повысить надежность энергоснабжения, топливоснабжения потребителей разных стран, облегчить решение экологических проблем.

8. Современное состояние в реализации Восточной энергетической политики России.

В настоящее время в  России ведется большая работа по формированию и реализации программных  документов, определяющих развитие энергетики на Востоке России с учетом энергетической кооперации со странами АТР, такими являются: «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.», ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока  и Забайкалья на период до 2013 г.», «Стратегия социально-экономического развития Дальнего Востока, Республики Бурятия, Иркутской  и Читинской областей до 2025 г.», «Стратегия развития ТЭК Восточной Сибири и  Дальнего Востока до 2030 г.», «Программа создания в Восточной Сибири и  на Дальнем Востоке единой системы  добычи, транспортировки газа и газоснабжения  с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран  АТР», «Программа развития нефтеперерабатывающих  мощностей в районах Восточной  Сибири и Дальнего Востока», «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики  до 2020 года»,  «Программа развития ТЭК  Восточной Сибири и Дальнего Востока  до 2020 г.» и др.

Материальный базис восточного вектора энергетической политики России определяют несколько крупных межстрановых топливно-энергетических проектов, а  именно: 

–  Строится нефтепровод  «Восточная Сибирь – Тихий Океан» (проект ВСТО) общей мощностью 80 млн.т  с ответвлением нефтепровода в Сковородино  на Китай производительностью до 25-30 млн.т нефти в год.

– Правительством РФ одобрена и начала реализовываться «Программа создания в Восточной Сибири и  на Дальнем Востоке единой системы  добычи и транспортировки газа и  газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и  других стран АТР». Учитывая то, что  базовые месторождения углеводородов, предназначенные для экспортных поставок в страны СВА расположены  в восточных регионах России (Красноярский край, Иркутская область, Республика Саха (Якутия), Сахалинская область), Программой предполагается создание четырех  центров газодобычи на территории Востока  России: Красноярского центра газодобычи (на базе Собинско-Пайгинского и  Юрубчено-Тохомского месторождений), Иркутского (на базе Ковыктинского месторождения  и месторождений севера Иркутской  области), Якутского (на основе Чаяндинского месторождения и соседних нефтегазоконденсатных  месторождений) и Сахалинского (на базе месторождений шельфовой зоны острова (проекты «Сахалин-1,2») с дальнейшим развитием центра за счет реализации проектов «Сахалин-3-6»). В Программе  прогнозные объемы добычи газа в 2015 г . оцениваются в пределах 44,9-88,2 млрд. м3 газа в год, в 2020 г . – 76,6-133,8 млрд. м3 газа в год.

– В России изучается  возможность реализации проекта  ежегодной поставки в Китай, начиная  с 2015 г ., 30-35 млрд.кВт/ч электроэнергии и 60-70 млрд.кВт/ч к 2020 г ., что потребует  сооружение в Восточной Сибири и  на Дальнем Востоке электрических  мощностей (дополнительно к тем, которые необходимо ввести для обеспечения  внутренних потребностей) в объеме 10-12 млн.кВт, причем 6 млн.кВт уже необходимо ввести к 2015 г.

Крупные проекты и комплексные  программные инициативы в энергетическом секторе восточной части России могут оказать значительное влияние  на социально-экономическое развитие восточных регионов России, за счет создания крупных топливно-энергетических баз и магистральных коридоров  для передачи в страны АТР и  СВА дальневосточных и восточносибирских  энергоресурсов.

Следует отметить, что в  настоящее время на всех уровнях  отчетливо осознается необходимость  поставок на международные рынки  не только сырья, но и продукции глубоких степеней переработки, с высокой  добавленной стоимостью. Для этого  в восточных регионах России предлагается увеличить производство нефте-, газо- и углехимической продукции, спрос на которую в странах АТР и СВА достаточно велик.

Анализ возможности ресурсной  базы восточных регионов России и  емкости рынка стран АТР и  СВА, с учетом существующих межправительственных соглашений и контрактов, позволяет  говорить о наиболее вероятных объемах  экспорта топливно-энергетических ресурсов из восточных регионов: природный  газ – 40-50 млрд. м3 в 2020 г. и  65-75 млрд. м3 в 2030 г.; нефть –  50-60 млн.т. в 2020 г. и 80-120 млн.т. в 2030 г.; уголь – 30-35 млн.т  в 2020 г. и 35-45 млн.т в 2030 г.

Приграничный экспорт  электроэнергии в Китай и Северную Корею оценивается в 7 млрд. кВт/ч  в 2020 г. и 8 млрд. кВт/ч. в 2030 г., крупномасштабный – 60 млрд. кВт/ч. При этом, экспорт  электроэнергии до 60-70 млрд. кВт/ч. в  год потребует сооружения крупных  электростанций: в Восточной Сибири (Олонь-Шибирской, Татауровской и Новой  Харанорской общей мощностью 6 млн. кВт) и на Дальнем Востоке (Ургальской ТЭС мощностью 3,6 млн. кВт), эксплуатация которых приведет к увеличению использования  топлива в объеме 15-20 млн. т у.т./год  и необходимости наращивания  мощностей по добыче тугнуйского, татауровского, харанорского и ургальского углей.

Реализация восточной  энергетической политики является очень  сложной проблемой. Ее сложность  состоит в том, что она носит  комплексный характер, реализуется  на обширной территории, в ней задействовано  большое количество российских и  иностранных участников, программные  мероприятия (особенно межстрановые энергетические проекты) очень капиталоемки и их реализация предполагает тесное международное  энергетическое сотрудничество. Очевидно, что без привлечения зарубежных инвесторов осуществить масштабный экспорт российских энергоресурсов в страны АТР и СВА в период до 2020-2030 гг. невозможно.

Кроме того, несогласованность  большинства экспортных проектов показывает, что в России превалирует отраслевой, или корпоративный, подход при подготовке и принятии крупных капиталоемких  решений, имеющих большое социально-экономическое  значение для всей страны.

По нашему мнению, назрела  необходимость в разработке научно-обоснованной стратегии энергетической кооперации в странах АТР и СВА, в которой  будет показана очередность освоения топливно-энергетических ресурсов, очередность  и этапность их поставок собственным  потребителям и на экспорт, а также дана оценка социально-экономических последствий от принимаемых решений не только для компаний, но и для субъектов РФ, регионов и страны в целом.

Такую стратегию можно  разработать лишь путем объединения  коллективов научно-исследовательских  и проектных институтов, компаний, банков и при активной поддержке  Правительства и Администраций  субъектов РФ.