Кто будет зажигать

Кто будет зажигать

 Фото - Сергей Лаушкин
Фото - Сергей Лаушкин
Назревающий на Урале энергодефицит — самая глобальная инфраструктурная проблема. У нее две составляющие: первая — экономике территории скоро не будет хватать собственных генерирующих мощностей; вторая — недостаточно развит сетевой комплекс для пропуска трафика к потребителю. И та, и другая — наследство последних 20 лет, когда строительство новых энергетических объектов (призванных как сменить старые, выработавшие ресурс, так и обеспечить развитие) почти не финансировалось. Заложенные в энерготарифы средства позволяли энергетикам вести только текущие ремонты.

Ситуацию в Свердловской области отражают два графика. На первом кривая потребления электроэнергии идет вверх, а кривая ее производства — вниз, пересекаются они в 2006 году. После точки пересечения — расширяющаяся зона дефицита. На втором графике вверх идет кривая максимумов потребления в часы пик, а вниз — кривая выбывания мощностей, выработавших ресурс. И здесь точка пересечения — 2006й. «Это означает, что если мы не будем увеличивать генерацию и расширять ее передачу через сети, то уже в следующем году в часы максимальных нагрузок не обеспечим предприятия необходимой им электроэнергией, — комментирует начальник отдела связи и энергетики министерства промышленности, энергетики и науки правительства Свердловской области Евгений Рякшин. — Генерирующие компании ТГК9, ОГК1, ОГК2 и ОГК5, конечно, заверяют, что не допустят выбывания действующих мощностей и намерены развивать генерацию — строить ТЭЦ в Краснотурьинске и расширять Красногорскую в Каменске-Уральском, увеличивать мощности Первоуральской. Но все это требует времени и значительных средств».

Нормативный срок строительства крупной электростанции — семьвосемь лет. Сегодня ни одной такой стройки в пределах свердловской энергосистемы не начато. Следовательно, до 2010 года ничего не появится. Даже проектов нет. Хотя энергетика — отрасль, в которой положено планировать лет на 20 — 30 вперед. Запланированный пуск в 2010 году реактора БН800 на Белоярской атомной станции сдерживается отсутствием финансирования. В 2005 году на строительство поступило только 12% от требуемых средств, так что даже если атомщиков вдруг завтра засыплют деньгами (вопрос активно лоббируется), то пуск реактора стоит ожидать не ранее 2012 года.

Только в Тюменьэнерго, самой молодой энергосистеме страны, недавно был введен новый энергоблок мощностью 800 МВт на Нижневартовской ГРЭС и реконструирован блок на Тюменской ТЭЦ1. Но и она при внутреннем росте потребления на 7% в год через пару лет превратится из избыточной в дефицитную: Тюменская область развивается так же динамично, как и Свердловская. Значительных мощностей требует газонефтедобывающий комплекс — его развитие стимулируют высокие цены на нефть. Сетевая инфраструктура энергосистемы не готова пропускать всю востребованную им мощность. Понадобится строительство как генерирующих мощностей, так и новых развязок. «Сибнефть резко увеличивает добычу, и мы уже не можем обеспечить Ноябрьскнефтегаз в тех объемах, которые сегодня нужны, — сообщил генеральный директор ОАО „МРСК Урала и Волги“ Алексей Бобров. — Необходимо принимать решения о строительстве линий с большей пропускной способностью, новых подстанций».

Как затянуть энергоузлы

Баланс производства и потребления электроэнергии в Свердловской области до 2015 годаДефицит генерации и проблемы передачи электроэнергии наиболее ощутимы в бурно развивающихся мегаполисах (Тюмени, Екатеринбурге) и крупных промышленных энергоузлах. К последним в тюменской энергосистеме относится Сургутский энергорайон. Снизить риски здесь планируется путем строительства новых подстанций на 500 кВ: Кирпичниково в 2007 году и Кирилловской в 2010 году.

В Свердловской области три больших проблемных энергоузла. В Серово-Богословском рост нагрузок обусловлен развитием Серовского завода ферросплавов, металлургического завода им. А.К. Серова и Богословского алюминиевого завода. Рассматривается возможность подачи сюда избытка электрической мощности в объеме порядка 1 тыс. МВт с Пермской ГРЭС. Для этого в 2007 — 2009 годах придется построить высоковольтную линию на 500 кВ протяженностью 200 км. Проект разработан еще десять лет назад, так что потребуется корректировка.

ПервоуральскоРевдинский узел (включает Екатеринбург) сегодня потребляет 1600 МВт, в 2010 году понадобится 2300 МВт, в 2015м — 2500. Здесь расширяют производства Первоуральский новотрубный, Северский трубный, Среднеуральский медеплавильный заводы, ОАО «Максигрупп». Екатеринбург удвоит потребление электроэнергии к 2010 году. Решение проблемы правительство Свердловской области видит в строительстве подстанции Емелино на 500 кВ недалеко от Ревды в 2008 — 2009 годах, как определено в программе нового строительства Единой национальной электрической сети (ЕНЭС). Ни металлургов, ни энергетиков области установленные сроки не устраивают, поэтому сейчас министерство промышленности, энергетики и науки активно занимается вопросом переноса строительства подстанции на более ранние сроки и ввода ее в действие в 2007 году.

Развитие промышленности КаменскУральского узла потребует в 2010 году 1350 МВт, а в 2015м — 2100 МВт. Для этого необходимо построить сеть в 110 — 220 кВ и расширить подстанции. Часть работ уже выполняется.

Этими объектами, если они все действительно будут пущены, область закроет потребность в развитии сети до 2010 года, считает начальник отдела энерго— и ресурсосбережения министерства промышленности, энергетики и науки правительства Свердловской области Николай Смирнов. Если и планы ТГК9 по реконструкции своих объектов, увеличению мощностей будут реализованы на 100%, то вопрос обеспеченности энергоресурсами на некоторое время утратит остроту. Но болезненной останется проблема надежности обеспечения потребителей. Об этом предпочитают не говорить, потому что после разделения региональных АОэнерго на сбытовые, сетевые и генерирующие компании не стало главного ответчика за надежность (перед предприятием отвечает тот, кто ему продает, но за обрыв провода или аварию на ТЭЦ продавец ответственности не несет). А на глобальный вопрос, как отодвинуть энергодефицит еще дальше, — ответов пока нет.

Кто и на какие средства будет затягивать энергоузлы? Евгений Рякшин: «Основные ресурсы предусмотрены программой развития ЕНЭС, также рассматривается вопрос привлечения средств промышленных предприятий. Совместные действия будет координировать правительство области».

Первый заместитель председателя правления Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы (ФСК ЕЭС) Александр Чистяков сообщил, что «на федеральном уровне сейчас заканчивается процесс формирования ЕНЭС путем отделения части сетей 220 кВ от региональных.

В ЕНЭС будут достаточно объемные инвестиции. По УРФО в ближайшие шесть лет планируется из средств ФСК вложить порядка 35 млрд рублей в магистральные сети на реконструкцию крупнейших подстанций и строительство новых ЛЭП». Что касается распределительных сетевых компаний, то у них два источника средств: инвестиционная составляющая в тарифе и плата за присоединение новых объектов к централизованному электроснабжению (начнет взиматься с 1 января 2006 года, когда вступит в силу постановление правительства РФ). В отсутствие прозрачной схемы возврата денег предприятия в развитии сетей участвовать не хотят.

Малая энергетика — тенденция, но не панацея

Баланс максимумов нагрузки и старения энергетического оборудования энергосистемы Свердловской области до 2010 годаЗаконодательной базы для инвестирования отрасли до сих пор нет, одни споры. Хотя тянуть дальше уже некуда. Как и повышать тарифы. Сетевые и генерирующие компании считают, что промышленные предприятия и города, которым нужны дополнительные мощности и сети, должны в них инвестировать. «Но на каких основаниях промышленники будут вкладываться в чужую собственность, — недоумевает Николай Смирнов. — Ведь та же ТГК9 — это бизнесструктура, она заинтересована в том, чтобы ее продукцию покупали, соответственно сама должна вкладывать деньги. Энергетики предлагают промышленникам: давайте строить на паритетных условиях. Раньше никогда такого не было. Но все понимают, что без совместного вложения средств на данном этапе не обойтись: слишком долго не инвестировали строительство генерирующих объектов, слишком много их надо. Так будут строиться сети, подстанции в промышленных энергоузлах».

В поисках независимости предприятия начали создавать свои относительно небольшие генерирующие объекты. Например, месяц назад пущен газопоршневой агрегат на 500 кВт на Среднеуральской птицефабрике, два агрегата по 200 кВт — в Богдановиче на системе водоочистки.

Одним из приоритетов стратегии энергобезопасности Свердловской области будет развитие малой энергетики — это мощности до 50 МВт, небольшие ТЭЦ, газопоршневые, газотурбинные, паротурбинные установки, требующие относительно небольших затрат. Средняя стоимость этих установок — от 5 млн рублей, окупаемость — два-три года. Все делается на лизинговых условиях. «Мы на пороге бума малой энергетики, — считает Смирнов. — Эта генерация дает независимость от повышения цен на энергоресурсы. Привлекает сравнительно низкая себестоимость (от 40 до 50 копеек за киловатт против 1 рубля 34 — 37 копеек в энергосистеме), а также одновременная выработка тепловой и электрической энергии».

Чувствуя возрастающий спрос, оживилось производство таких установок внутри области. Газотурбинные на 1,5 МВт делает Уральский завод гражданской авиации, газопоршневые на 100, 160, 200 кВт — Верхнепышминский компрессорный, установки до 300 кВт — Уральский дизельмоторный (выделился из Турбомоторного). На Баранчинском электромеханическом заводе переделывают дизельный двигатель КамАЗа для энергетиков. Так себя будут обеспечивать в основном неэнергоемкие производства. Прочие предприятия станут строить ТЭЦ от 100 МВт и больше.

В УГТУУПИ разработали проект по малым гидроэлектростанциям. Свердловским правительством определено, где будут построены эти 14 объектов. Мощность — минимум — 400 кВт, но есть и по 2 МВт. Это генерация для удаленных населенных пунктов, чтобы не тянуть линии электропередач. Несколько пилотных минигидростанций сделают на средства областного бюджета, остальные — на привлеченные. В 2006 году запланировано выделить 20 млн рублей на два объекта.

— Малая генерация — перспективное направление, — уверен генеральный директор энергосбытовой компании «Энергоджинн» Юрий Зисман. — Нормативный срок строительства станции — два-три года. Вот в чем фишка. Их можно быстро высаживать прямо в центрах нагрузок, вокруг не нужно в таком объеме строить сети. Малая генерация будет развиваться, поскольку появился независимый сбыт, который готов найти потребителей и продать им электроэнергию. Это некий параллельный процесс формирования конкурентной среды на рынке. Он медленный, игроки здесь с незначительным объемом: другого и не могло быть. Но процесс идет. Я считаю, для ситуации, в которой находится наша энергетика, блокстанции — панацея, основной путь. Однако, чересчур завязавшись на газотурбинных и газопоршневых блокстанциях, мы рискуем оказаться заложниками роста тарифов на газ. В такой ситуации в свое время оказались европейцы. Рэм Вяхирев хорошо сказал: газ — сырье стратегическое. Следует помнить классику бизнеса — нельзя класть все яйца в одну корзину. Малая энергетика — не единственная перспектива, хотя она сегодня чрезвычайно привлекательна для частных инвестиций. Блок-станции не заменят развитие крупных станций там, где формируется энергоемкое производство. К тому же, если говорить строго, то настоящая панацея — развитие атомной энергетики.

Усреднили — разорились

Проблему дефицита генерации и неразвитости сетевого хозяй-ства на Урале усугубляет сложившаяся в последние месяцы ситуация, связанная с реформированием рынка электроэнергии. Вице-президент группы «СУАЛХолдинг» Анатолий Сысоев отмечает, что в Свердловской области из 9 тыс. МВт собственной генерации на территориальную ТГК9 приходится только

1,2 тыс. МВт, остальное теперь принадлежит оптовым генерирующим компаниям. ТГК9, естественно, не может обеспечивать электроэнергией все местные предприятия, более 80% они вынуждены будут покупать на оптовом рынке. Поставляющие туда электроэнергию уральские станции включены в оптовые генерирующие компании, например ОГК5, куда входят также станции Центральной России, а у них электроэнергия дороже. Вследствие неизбежного усреднения цены в рамках ОГК тарифы на энергию уральских электростанций вырастут на 20 — 30% в сравнении с теми, по которым они поставляли электроэнергию, будучи в подчинении АОСвердловэнерго. При этом, подчеркивает Анатолий Сысоев, реально стоимость генерации и транспортировки электроэнергии станций, входящих в ОГК, не изменится. В результате только за счет усреднения цен энергоемкие предприятия (с долей электроэнергии в себестоимости — не менее 30%) рискуют оказаться неконкурентоспособными. Инвестиции в них могут себя не оправдать.

Энергетический комплекс Свердловской области, 2004 год

Что делать? По мнению Анатолия Сысоева, должна появиться структура, которая будет мониторить реформу на региональном уровне и выходить с предложениями на федеральный с целью выправления подобных ситуаций. Например, на сегодняшний день отсутствует единый механизм формирования тарифов на оптовом рынке, что существенно затрудняет проведение договорной кампании. У множащихся игроков здоровые аппетиты, и все доказывают справедливость своей цены, стремясь как можно больше заработать. Вот и оказалось, что электроэнергия дорожает на ровном месте только за счет увеличения количества участников рынка. «Мы будем разбираться с этим», — пообещал губернатор Свердловской области Эдуард Россель.

Мегаполисы в сетях

В крупных уральских городах, где деловая активность выше, энергодефицит ощущается острее: возрастают потребности в строительстве жилья, деловых и развлекательных центров, социальных объектов. Так, бурно застраивается центральная часть Екатеринбурга: бизнес желает располагаться именно здесь.

За пять лет потребление электроэнергии в столице Урала удвоилось и растет примерно на 7% в год (в Москве, например, только на 5%). Такая динамика — сигнал энергетикам: извольте соответствовать. Но Екатеринбургская сетевая компания вынуждена объяснять потребителям, что подключение не всегда возможно, старые изношенные сети малого сечения не способны пропустить заявленную мощность. Если принять за 100% суммарную потребность в электрической мощности в 2002 году (922 МВт), то в 2005м она выросла на 20%, а к 2015 году, исходя из планов городского строительства и развития промышленности, составит 172,5%. Действующие подстанции и электрические сети не обеспечат пропуск указанных мощностей. При подобных объемах капитального строительства в Екатеринбурге уже через пять лет дефицит составит 382 МВт — треть нынешнего потребления.

Из чего формируются электрические нагрузки Екатеринбурга? Сегодня среднестатистическая квартира начинена холодильником и телевизором, стиральной машиной, кухонной техникой и прочим. Средний жилой дом проектируется на 500 — 700 кВт, а потом дополнительно добирает мощность около 100 кВт за счет торговых или офисных помещений на первых этажах («хрущевка», для сравнения, проектировалась на потребление 50 — 60 кВт). Торговые центры, такие как «Дирижабль» и «Екатерининский», забирают по 2 МВт. На строящийся аквапарк заявлено 4 МВт, на торговый комплекс IKEA — 10,5 МВт. Застройка микрорайона Юг Центра потребует 19 МВт, ВИЗа-Правобережного —; 71 МВт: это столько же, сколько потребляет Первоуральский новотрубный завод. Причем технические параметры многих современных объектов требуют высокой надежности электроснабжения. Надежность сети не безгранична, ее снижение в результате перегрузки недопустимо: серьезная энергетическая авария может повлечь за собой тяжелые последствия для всего города. Поэтому энергетики порой вынуждены отказывать застройщикам в подключении.

Заместитель директора ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания» (ЕЭСК) Владимир Белоусов рассказал, что для поддержания темпов городского развития в строительство современных сетей необходимо ежегодно инвестировать около миллиарда рублей. Это равно сметной стоимости двух новых подстанций на 110 кВ по 450 — 500 млн рублей каждая в зависимости от схемы подстанции. В ЕЭСК разработали план развития электросетей и центров питания в соответствии с планом развития Екатеринбурга до 2025 года. Но собственных денег не хватит. По утверждению Владимира Белоусова, ЕЭСК имеет только 38% средств, необходимых для реализации программы. Поднимать тарифы недопустимо, поэтому компания планирует выпустить облигационный заем на 500 млн рублей. Рассматривается и другой инструмент: дополнительная эмиссия акций.

Есть вариант участия в программе ЕЭСК бизнесструктур на долговременной и взаимовыгодной основе: их инвестиции помогли бы снять проблему нехватки средств для развития сетей. Но надо решить, на каких условиях это возможно. И последний вариант: большие надежды энергетики возлагают на плату за присоединение к электрическим сетям — с нового года должна появиться методика ее определения. Сегодня по установленным администрацией Екатеринбурга расценкам подключение стоит от 3 до 12 тыс. рублей за киловатт в зависимости от места расположения объекта подключения. Деньги идут в фонд развития сетей.

Вот что о нынешней тактике выстраивания отношений бизнеса и города на почве энергетики рассказывает главный инженер ЗАО «Атомстройкомплекс» Павел Кузнецов:

— Типичный пример. Строительная компания решила построить дом. Нам говорят: свободных энергомощностей в этом районе нет. Поэтому вы должны протянуть кабель, построить новую подстанцию для всего микрорайона. Конечно, такая постановка вопроса нас возмущает: это не наша проблема. Но делать нечего. Электрические сети постарались на застройщика нагрузить как можно больше, чтобы хоть как-то реанимировать ситуацию в микрорайоне. Мы договорились, что новую подстанцию построим и от нее свой дом запитаем, но переподключение всего старого района — дело ЕЭСК. Энергетики заставляют строителей закладывать мощности на перспективу, предвидя, что завтра будет строиться что-то еще.

Когда застраиваешь целый микрорайон, самое сложное — кабельные линии. Часто даже стоимость районной подстанции несравнима со стоимостью тех коммуникаций, которые нужно до нее дотянуть. Самое основное, не хватает подстанций на входе в город, которые преобразуют энергию 110 кВ на 10 кВ. Они стоят 350 млн рублей, мы одну такую построили для городских электросетей. Строительная часть обошлась нам в 30 млн рублей, остальное — электрооборудование: трансформаторы, выключатели, системы управления и безопасности сетей. Ситуация двоякая: мы можем ничего не вкладывать, но тогда у нас не будет электроэнергии. Вложения в такие дорогие подстанции один застройщик осуществить не в состоянии. Это нужно делать общими усилиями.

По оценкам Павла Кузнецова, в среднем трехкомнатная квартира площадью 100 кв. м нуждается в 20 кВт. Умножим их на 12 тыс. рублей (стоимость 1 кВт), получаем 240 тыс. рублей, или 8 тыс. долларов, которые покупатель платит в фонд развития электросетей в Екатеринбурге: плата через строителей падает на клиента. Отсюда и дороговизна квартир. Грубо говоря, трехкомнатная квартира стоит 2 — 3 млн рублей (от 20 до 30 тысяч рублей за кв. метр), и примерно 10% идет в фонд развития электросетей города.

Застройщики считают, говорит Кузнецов, что город вместе с энергетиками должен разработать систему зонирования с разной платой за мощность. Но для всех заказчиков она должна быть одинакова в каждой зоне. Это вопервых. Во-вторых, во время аукционов по продаже земельных участков, которые официально начались с 1 октября, город обязан собирать деньги на развитие энергетики и другой инфраструктуры. В стоимость земельного участка необходимо закладывать стоимость коммуникаций. Нужно больше прозрачности и конкретики в этих вопросах.

Пока существует вариант договориться с тем или иным человеком (в мэрии или в ЕЭСК), правила игры не будут равны для всех. В этом деле, на взгляд Кузнецова, еще много политики.

Сетевое хозяйство и мегаполисов, и всей отрасли пока не готово к рынку, к развитию бизнеса и переброске необходимых ему значительных объемов электроэнергии.

Энергетика обречена на инвестиции

Из собственных средств сетевые компании могут инвестировать в новое строительство объектов в УрФО не более половины от требуемых 75 млрд рублей. Необходимо привлекать сторонних инвесторов, а для этого надо разработать механизм, гарантирующий возврат вложенных средств за срок не более пяти лет.

Решение всех проблем энергодефицита требует значительных инвестиций, но их приток в отрасль совершенно не обеспечен законодательной базой. Закон об инвестиционной политике — первое, что, по мысли Анатолия Сысоева, должно появиться в ближайшее время, если мы хотим создать рынок. Так, БАЗ должен иметь долговременные договоры с газовиками по объемам и ценам на энергоресурсы: если ты закладываешь это в инвестиционный проект, то знаешь, когда он окупится. Тогда пойдет инвестор.

Юрий Зисман уверен, что деньги на развитие энергетики в стране есть: «Крупные структуры ищут, куда эффективнее вложить средства. К тому же долгие кредиты на 10 — 15 лет под реальные обязательства можно получить отовсюду. Надо лишь обеспечить климат для возврата инвестиций, политическую стабильность и, я вас уверяю, пойдут инвесторы и под такой срок. Я убежден в наличии многочисленных потенциальных инвесторов внутри страны. Что сегодня является эффективным вложением средств? Все, что можно было поделить, уже поделено: нефтянка, газ, золото, ископаемые. На очереди — энергетика. Мы должны открыть дорогу инвестициям в отрасль.

Комментарии

Материалы по теме

Сбыт не приходит один

Игра в разгаре — правил нет

Соглашение между РАО ЕЭС России и Курганской областью подписано

Энергетики определились с планами

Меткомбинатам не хватает энергии

Еще можно договариваться

 

comments powered by Disqus