CC BY
46
Сообщения
Пространственная Экономика 2010. № 2. С. 134-153
УДК 620.9 : 332.1 (621.311.22) Л. В. Чайка
ОСОБЕННОСТИ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ СЕВЕРНЫХ РЕГИОНОВ РОССИИ
Рассмотрена технологическая база электроэнергетики северных регионов России, выполнен ее структурный и сравнительный анализ в пространственном и типологическом аспектах. Особенности технологической структуры представлены как факторы, раскрывающие существенную территориальную дифференциацию ценовых уровней регионального энергообеспечения и определяющие приоритетные направления развития.
Регионы Севера России, энергоснабжение, структура, технологии производства энергии, факторы удорожания, перспективы развития.
«Энергетика, являясь технической основой цивилизации, напрямую определяет уровень и темпы социально-экономического развития стран современного мира... Создать мощную современную экономику могут только энергетически развитые страны. При этом экономический рост обязательно должен сопровождаться ускоренным, опережающим ростом энергетики, от которой напрямую зависят темпы, структура, устойчивость и безопасность экономического роста страны» [13, с. 13]. Это утверждение в полной мере проецируется на региональный уровень. Системы энергообеспечения являются базовым компонентом экономики регионов, ее инфраструктурной основой, от состояния и эффективности которой зависят все сферы жизнедеятельности.
© Чайка Л. В., 2010
В Концепции долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 г. [4] определены целевые ориентиры сбалансированного пространственного развития страны. Необходимым условием сокращения межрегиональной дифференциации продуктивности экономики и качества жизни является формирование эффективных систем инфраструктурного обеспечения территорий, в частности, энергоснабжения. Цели и приоритеты развития национальной системы энергообеспечения установлены в Энергетической стратегии России до 2030 г. [15]. Там же определены основные положения региональной энергетической политики, которая должна учитывать специфику регионов страны, уменьшить диспропорции в энергообеспечении, формировать оптимальную территориальную структуру производства и потребления энергии. Анализ возможности реализации этих устремлений для регионов Севера России требует ответа на вопросы: какова современная энергетическая инфраструктура этих районов, в чем ее специфика, насколько дифференцирована стоимость энергоснабжения и чем обусловлены различия, каковы взаимосвязи и влияние на другие сферы экономики, региональные приоритеты развития? Один из аспектов этой проблематики — анализ особенностей технологической базы и факторов удорожания энергообеспечения — представлен в данной статье. Типологический и сравнительный анализ позволяет выявить особенности и проблемные позиции региональных систем энергоснабжения, обозначить основные направления совершенствования и адекватность им проектов развития. Фактологической, информационной основой выполненного анализа послужили статистические данные [5—8], сведения, публикуемые на официальных сайтах Росстата, Министерства регионального развития РФ, администраций северных регионов и энергоснабжающих предприятий, а также аналитические исследования по различным проблемам энергетики Севера [1; 2; 9; 10; 12; 14].
СРЕДНЯЯ СТОИМОСТЬ РЕГИОНАЛЬНОГО ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
Для формирования и развития производственных систем регионов одним из первостепенных факторов является стоимость энергоснабжения. Исследования российских ученых (В. А. Волконского, Ю. Д. Кононова, А. И. Кузовкина, А. А. Макарова, В. А. Малахова, А. С. Некрасова, Н. И. Суслова, М. Н. Узякова, Д. В. Шапота), посвященные оценке влияния энергетических цен на экономику, показали высокую зависимость общей инфляции, отрицательную эластичность эффективности производства и валового продукта от роста тарифов электроэнергетики. Удорожание стоимости про-
изводственного и коммунально-бытового энергопотребления, увеличивая издержки, снижает доходы потребителей, конкурентоспособность экономики и качество жизни населения.
Среднюю стоимость регионального энергоснабжения характеризуют данные Росстата о ценах производителей энергоресурсов и их приобретения, а также сведения Федеральной службы по тарифам РФ о ежегодно утверждаемых предельных уровнях и среднеотпускных тарифах (табл. 1). Некоторые несоответствия стоимостных показателей объяснимы различиями в методиках оценивания и агрегирования. Следует также учитывать, что тарифы не всегда в полной мере отражают реальную стоимость энергоснабжения ввиду применения таких способов регулирования, как межтерриториальное перекрестное субсидирование (Республика Карелия, Республика Саха (Якутия), Чукотский автономный округ), предоставление бюджетной финансовой поддержки в целях тарифного субсидирования (Камчатский край), северного завоза топлива, применение льготных тарифов на перевозку топлива (до 2009 г. Архангельская область и Дальний Восток). Тем не менее приведенные показатели достаточно согласованно отображают значительные межрегиональные различия средних ценовых уровней энергоснабжения. Удельная стоимость электроснабжения ниже среднероссийского уровня в тех северных регионах, где есть атомная и гидрогенерация, дешевый газ и мощные электростанции. Дорогостоящее энергоснабжение относительно среднероссийского уровня — в Архангельской области, Республике Коми, в группе дальневосточных регионов, особенно в Камчатском крае и Чукотском автономном округе. Наиболее дорогая энергия в зонах децентрализованного электроснабжения, которые имеются во всех регионах Севера. Теплоснабжение Севера в целом характеризуется высокими ценами.
Следует отметить, что цены на энергию отражают в основном необходимые эксплуатационные затраты — себестоимость энергообеспечения. По данным официальной статистики, в большинстве регионов Севера деятельность в сфере энергообеспечения в среднем не является высокоприбыльной, а напротив, убыточной (в 2008 г. только в Ханты-Мансийском автономном округе достигнута положительная рентабельность [7]).
Более подробное описание дифференциации тарифных уровней и анализ энергоэффективности «северной» экономики России представлен в работе [11], где, в частности, отмечено, что сравнительно высокие энерго-затрататы экономики большей части регионов Севера обусловлены именно ценовым фактором, а не физической энергоемкостью производства. Причем наблюдаемые энергоэкономические пропорции демонстрируют обратную взаимосвязь дороговизны энергообеспечения и эффективности экономики региона.
Среднерегиональная стоимость энергоснабжения
№ 2 2010
Таблица 1
Регион Электроэнергия, руб./кВт.ч (без НДС) Тепловая энергия, руб./Гкал (без НДС)
2008 2009 2008 2009
средне-отпускной тариф1 цены производителей2 средне-отпускной тариф1 цены производи-телей2 средне-отпускной тариф3 цены производи-телей2 средне-отпускной тариф3 цены производи-телей2
Россия 1,33 1,39 1,58 1,65 537 605
Республика Карелия 1,14 1,15 1,40 1,47 367 816 433 519
Республика Коми 2,60 1,75 3,06 1,71 553 688 671 915
Архангельская обл. 2,02 2,08 2,60 2,46 525 762 644 772
Мурманская обл. 0,88 0,82 1,12 0,93 776 1029 986 1196
Ханты-Мансийский АО Тюменской обл. 1,04 1,08 1,29 1,18 250 335 309 724
Ямало-Ненецкий АО Тюменской обл. 1,36 1,47 1,69 1,50 870 958 975 790
Республика Саха (Якутия) 2,31 2,22 2,81 2,66 402 684 534 1406
Камчатский край 2,39 2,18 3,12 2,77 1068 1921 1430 2308
Магаданская обл. 2,36 1,97 2,90 1,97 1945 1047 2300 1344
Сахалинская обл. 2,50 2,39 3,14 2,66 429 449 499 515
Чукотский АО 6,58 5,16 7,98 6,38 1599 1732 1791 2211
Примечания: 1 По данным ФСТ РФ [3]. 2 Рассчитано среднегодовое значение по данным Росстата РФ о ценах производителей на конец месяца (доступ: http://www.gks.ru/wps/portal/ 081_С).3 Среднеотпускные тарифы на тепловую энергию, производимую электростанциями в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, по данным [3].
Чем обусловлена значительная дифференциация стоимости регионального энергоснабжения, и насколько осуществимо выравнивание ценовых уровней? В качестве основных факторов, определяющих региональное удорожание энергоснабжения, следует выделить особенности: во-первых, сложившейся технологической, базы систем энергоснабжения (структура, потенциал, состояние); во-вторых, топливоснабжения (обеспеченность и цены); в-третьих, экономики (энергетические потребности, транспортная
инфраструктура, стоимость трудовых ресурсов). В последующем изложении рассматривается первая из указанных позиций — особенности технологической структуры энергетики Севера во взаимосвязи с экономичностью регионального энергоснабжения.
ПЕРВИЧНЫЕ ЭНЕРГОРЕСУРСЫ
В обобщающих цифрах электроэнергетика Севера преимущественно тепловая, с преобладающим использованием в качестве топлива газа (рис. 1). Большая часть северных регионов самообеспечивает свои потребности в электроэнергии (табл. 2), которая в основном производится с использованием добываемых в регионе энергоресурсов. На внешние поставки энергии или топлива для ее производства ориентированы системы электроснабжения Архангельской области, Республики Карелия, Ямало-Ненецкого
□ Газ
□ Гидроэнергия
□ Ядерная энергия
□ Уголь
□ Нефтепродукты
Рис. 1. Структура выработки электроэнергии на Севере России по используемым первичным энергоресурсам, 2007 г.
Территориальное распределение выработки электроэнергии неравномерно: более половины (55%) приходится на северные округа Тюменской области, 28% — европейский Север, 17% — на восточносибирский и дальневосточный Север. Исключительно мощной электроэнергетической базой обладает Ханты-Мансийский автономный округ, три крупные станции этого региона обеспечивают более половины общего объема производства электроэнергии на Севере России, и это — газовая генерация. Такая высокая концентрация электроэнергетического производства обусловлена спецификой производственного потенциала основного нефтегазодобывающего региона России. Существенную составляющую генерации на газе в региональных объемах производства имеют Республика Коми, Архангельская область, Ямало-
Ненецкий автономный округ, Норильск, Республика Саха (Якутия) и Сахалинская область.
Гидроэлектростанции (ГЭС) вырабатывают значительные объемы энергии в региональных энергосистемах Республики Карелия, Мурманской области, на севере Красноярского края, в Республике Саха (Якутия) и Магаданской области. Вклад атомной генерации в электроэнергетику Севера превосходит угольную, но обеспечивается всего двумя атомными электростанциями (АЭС) — в Мурманской области и Чукотском автономном округе. Доля угольной генерации в электроэнергетике Севера невысока, а в наибольшей степени она задействована в Архангельской и Сахалинской областях, в Республике Саха (Якутия) и Республике Коми.
Объемы потребления и выработки электроэнергии в регионах Севера России в 2007 г., млрд кВт-ч1
Таблица 2
Регион Потребление (включая потери) Выработка в регионе Структура выработки электроэнергии по виду использованных первичных энергоресурсов2
газ уголь нефтепродукты гидроэнергия атомная энергия
Республика Карелия 9,8 5,0 1,3 0,3 3,3
Республика Коми 8,7 9,1 7,6 1,3 0,2
Архангельская обл., включая Ненецкий АО 8,8 7,8 2,2 2,2 3,4
Мурманская обл. 12,6 17,6 0,4 0,2 6,7 10,3
Ханты-Мансийский АО Тюменской обл. 53,1 74,4 73,9 0,5
Ямало-Ненецкий АО Тюменской обл. 10,1 2,2 1,6 0,6
г. Норильск, Долгано-Ненецкий АО, Эвенкийский АО Красноярского края 9,2 9,2 4,4 0,2 4,6
Республика Саха (Якутия) 6,3 7,3 1,7 2,3 0,4 2,9
Камчатский край 1,6 1,6 1,1 0,53
Магаданская обл. 2,3 2,3 0,1 0,1 2,1
Сахалинская обл. 2,9 2,9 0,5 2,2 0,3
Чукотский АО 0,5 0,5 0,1 0,1 0,2 0,2
Всего по вышеперечисленным регионам Севера 125,9 139,9 93,3 8,5 7,5 20,1 10,4
Примечания: 1 Составлено с использованием данных официальной статистики, открытых сведений отчетности региональных органов управления и энергетических предприятий.
2 Отклонения итоговых значений от суммы слагаемых связаны с порядком округления.
3 С геотермальной энергией.
Во всех регионах Севера для выработки электроэнергии в сравнительно небольших объемах используются мазут и дизельное топливо. Но, учитывая высокую стоимость нефтепродуктов и их доставки, генерация с их применением является наиболее дорогостоящей компонентой в региональных энергобалансах. Мазут в качестве основного топлива используется на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) среднего класса мощности, работающих в системе централизованного энергоснабжения. Существенные объемы такого производства имеют Архангельская область и Камчатский край. Дизельное топливо широко применяется в районах Севера для автономного энергоснабжения потребителей от малых дизельных электростанций (ДЭС).
Использование возобновляемых нетрадиционных энергоресурсов (помимо традиционных — гидравлической энергии и биомассы) в регионах Севера очень ограниченно: действуют несколько геотермальных электростанций в Камчатском крае и на Курильских островах, малых ветроэлектростанций в Республике Коми, Чукотском автономном округе и Камчатском крае. Общие мощности и объемы производства этих установок относительно традиционной энергетики еще весьма малосущественны.
ОСНОВНЫЕ ТИПЫ И МОЩНОСТИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
По величине суммарной установленной мощности электростанций (табл. 3) наиболее мощную энергосистему имеет Ханты-Мансийский автономный округ. Остальные регионы Севера заметно уступают в наличии потенциала электрогенерирующих мощностей. В структуре мощностей преобладают тепловые станции (ТЭС, ТЭЦ) на органическом топливе — 77%, на гидроэлектростанции приходится 17%, атомные — 6%. Но в пяти регионах: Республике Коми, Архангельской области, Ханты-Мансийском автономном округе, Ямало-Ненецком автономном округе, Сахалинской области — тепловая электроэнергетика является безальтернативной основой.
На территории Севера России действуют 26 крупных ТЭС (ТЭЦ) установленной мощностью свыше 100 МВт, из которых крупнейшие, мощностью свыше 1 гВт — 4 электростанции, работающие на газе: Печорская ГРЭС в Республике Коми, Сургутские ГРЭС — 1 и 2, Нижневартовская ГРЭС в Ханты-Мансийском автономном округе.
Гидроэнергетика Севера России — это 42 ГЭС общей мощностью 5 гВт, а единичной в диапазоне от нескольких до 900 МВт. Наибольшее их количество в Республике Карелия и Мурманской области — по 17 гидростанций, на севере Красноярского края — 2, в Республике Саха (Якутия) — 3 и Магаданской области — 1, на Камчатке — 2. Количество крупных ГЭС установленной мощностью более 100 МВт — 11, крупнейшие из них — Колымская, Вилюй-ские, Курейская и Усть-Хантайская гидроэлектростанции.
Суммарные мощности электростанций, 2007 г., тыс. МВт
№ 2 2010
Таблица 3
Регион Установленная мощность электростанций, всего1 В том числе Коэффициент использования установленной мощности, %
ГЭС АЭС ТЭС, ТЭЦ малые ДЭС, ГТУ
Республика Карелия 1,1 0,6 0,4 52
Республика Коми 2,5 2,2 0,3 42
Архангельская обл., включая Ненецкий АО 2,1 1,7 0,4 42
Мурманская обл. 3,8 1,6 1,8 0,3 0,1 53
Ханты-Мансийский АО Тюменской обл. 11,0 10,1 0,9 77
Ямало-Ненецкий АО Тюменской обл. 1,6 1,6 16
Долгано-Ненецкий АО, г. Норильск, Эвенкийский АО Красноярского края 2,3 1,0 1,2 0,1 46
Республика Саха (Якутия) 2,6 0,9 1,3 0,5 32
Камчатский край 0,6 0,1 0,4 0,1 30
Магаданская обл. 1,3 0,9 0,3 0,1 20
Сахалинская обл. 0,9 0,7 0,2 37
Чукотский АО 0,3 0,05 0,15 0,1 19
Всего по Северу 30,1 5,1 1,8 18,8 4,4 53
Примечание. 1 Отклонения итоговых значений от суммы слагаемых связаны с порядком округления.
Две северные АЭС существенно различаются по мощности: в Мурманской области — Кольская АЭС мощностью 1760 МВт и выработкой более 10 млрд кВт.ч в год и небольшая станция в Чукотском автономном округе — Билибинская АТЭЦ — 48 МВт, около 0,2 млрд кВт.ч.
Распределение генерирующих источников по классам мощности (табл. 4) показывает, что основная часть производственного потенциала электроэнергетики Севера формируется электростанциями установленной мощностью более 100 МВт. Всего в рассматриваемых регионах действуют 38 таких электростанций, в том числе: ТЭС — 26, ГЭС — 11, АЭС — 1. Они вырабатывают 87% общего объема производства электроэнергии при доле мощности 76%. Большинство регионов Севера (исключая ЯНАО и Чукотку) имеют не менее двух таких энергоисточников, а наибольшее их количество в энергосистеме Мурманской области. Самых крупных электростанций, установленной мощностью свыше 1 гВт, на Севере всего пять: четыре ТЭС на газе и одна атомная, крупнейшей является Сургутская ГРЭС-2 (4,8 гВт). Еще пять ЭС имеют мощности в диапазоне 500—1000 МВт: три ГЭС и две ТЭС на газе и угле.
Распределение по территории Севера основных электростанций (ЭС) установленной мощностью более 100 МВт
Таблица 4
Доля Количество / общая мощность (МВт)
крупных ЭС региона, установленная мощность которых
Регион электростанций в % от общей в том числе по диапазонам мощности, МВт
мощности/ выработки ЭС региона 100 МВт 100—200 200—500 500—1000 более 1000
Республика Карелия 42/39 2/460 1/180 1/280 — —
Республика Коми 86/96 4/2143 — 3/1083 — 1/1060
Архангельская обл., включая Ненецкий АО 66/71 4/1396 1/189 3/1207 — —
Мурманская обл. 83/84 8/3151 4/595 3/796 — 1/1760
Ханты-Мансийский АО Тюменской обл. 88/95 3/9680 — — — 3/9680
Ямало-Ненецкий АО
Тюменской обл.
Долгано-Ненецкий АО, г. Норильск, Эвенкийский АО 95/98 5/2236 — 3/1121 2/1115 —
Красноярского края
Республика Саха (Якутия) 65/87 4/1738 1/120 1/320 2/1298 —
Камчатский край 66/60 2/395 1/160 1/235 — —
Магаданская обл. 94/97 3/1228 1/104 1/224 1/900 —
Сахалинская обл. 70/82 3/627 1/102 2/525 — —
Чукотский АО — — — — — —
Всего по регионам Севера 76/87 38/23 053 10/1450 18/5791 5/3313 5/12 500
Доля в электроэнергетике Севера генерирующих источников среднего (30—100 МВт) и малого (до 30 МВт) составляет 13% общей выработки и 24% установленной мощности. По регионам их значимость различается — от нескольких до 60 и 100% объемов выработки в регионе (табл. 4). Базовыми они являются для региональной электроэнергетики Ненецкого, Ямало-Ненецкого, Чукотского и Эвенкийского автономных округов, преобладают — в Республике Карелия, существенный вклад вносят в энергопроизводство Архангельской области и Камчатского края. Причем в этом сегменте мощности энергоисточников преобладают тепловые электростанции (паро-, газотурбинные и дизельные), только в Республике Карелия и Мурманской области получила успешное развитие гидроэнергетика, и в Камчатском крае действуют несколько геотермальных электростанций и гидростанции малой мощности.
Интенсивность использования электрогенерирующих мощностей в регионах сильно различается (см. табл. 3). С наивысшей отдачей работают установленные мощности электростанций в Ханты-Мансийском автономном округе. Такая производительность достигается благодаря высокой экономической эффективности крупных газовых станций региона и развитой электросетевой структуре, позволяющей обеспечивать выдачу энергии в соседние регионы. Имеющиеся энергетические мощности остальных восьми регионов работают в среднем диапазоне обобщенного показателя загрузки (30—53%). А в регионах со значительными зонами энергоснабжения от маломощных электростанций — в Ненецком, Ямало-Ненецком, Таймырском, Эвенкийском округах, в Чукотском автономном округе и в Магаданской области — коэффициент использования установленных энергетических мощностей мал — до 25% (соответствует годовому числу использования — менее 2,2 тыс. ч/год), имеет место относительная избыточность мощности. Такая низкая загрузка мощностей является следствием ряда причин: необходимость дополнительного резервирования в зонах децентрализованного электроснабжения; технологические особенности гидрогенерации; снижение спроса (в сравнении с проектными нагрузками) из-за падения экономики и высоких цен на вырабатываемую энергию. Следует отметить, что вне зависимости от причин низкий коэффициент загрузки имеющихся энергетических мощностей является несомненным фактором удорожания стоимости энергии.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
Развитие региональных систем передачи и распределения электроэнергии зависит от характера заселения и освоения, т. е. концентрации и плотности нагрузок. Сведения (табл. 5) о количестве и мощности системообразующих подстанций (ПС) и общей протяженности линий электропередачи (ЛЭП), находящихся на балансе федеральной (ОАО «ФСК ЕЭС») и региональных сетевых организаций электроэнергетики (без учета электросетей иной отраслевой специализации), характеризуют производственный потенциал электросетевого комплекса региона.
Расчетные удельные показатели количества подстанций и протяженности ЛЭП, приходящиеся на 1 млрд кВт.ч годового потребления электроэнергии, на наш взгляд, позволяют сопоставить особенности региональной системы распределения по уровням концентрации и плотности нагрузок. Если для распределения одного и того же объема энергии задействовано меньшее количество ПС и требуется меньшая протяженность ЛЭП, следовательно, концентрация и плотность нагрузок выше, и соответственно должны быть ниже удельные издержки и сетевая компонента тарифов для потребителей.
Таблица 5
Электросетевые объекты электроэнергетики в регионах Севера
Регион Количество подстанций (ПС) 35 кВ и выше, ед. Протяженность линий электропередачи (ВЛ), тыс. км Удельные показатели на 1 млрд кВт.ч годового потребления электроэнергии в регионе
количество ПС, ед. протяженность ВЛ, тыс. км
Республика Карелия 164 13,9 17 1,4
Республика Коми 210 19,6 24 2,3
Архангельская обл. (без Ненецкого АО) 176 24,9 20 2,8
Мурманская обл. 125 5,5 10 0,4
Ханты-Мансийский АО Тюменской обл. 363 27,9 7 0,5
Ямало-Ненецкий АО Тюменской обл. 113 6,2 11 0,6
Долгано-Ненецкий АО и г. Норильск Красноярского края 57 1,8 6 0,2
Эвенкийский АО Красноярского края 0 Нет данных 0 —
Республика Саха (Якутия) 269 25,0 43 4,0
Камчатский край 69 2,0 43 1,2
Магаданская обл. 109 4,5 51 2,1
Сахалинская обл. 94 4,4 32 1,5
Чукотский АО 9 1,4 18 2,7
Регионы Севера России, в целом 1758 137 14 1,1
Источники: составлено с использованием сведений с сайтов ОАО «ФСК ЕЭС», региональных электросетевых компаний, входящих в холдинг «МРСК», Норильско-Таймырской ЭК, РАО «Энергетические системы Востока».
Регионы европейского Севера и Тюменской области располагают более развитыми системами магистрального транспорта и распределения электроэнергии в сравнении с восточносибирской и дальневосточной частями Севера России. В них сосредоточено около 70% рассматриваемого электросетевого производственного потенциала. Высокая концентрация и плотность потребления характерны для районов централизованного электроснабжения Мурманской области, Ханты-Мансийского автономного округа, Ямало-Ненецкого автономного округа, Норильской энергосистемы, Республики Карелия. В остальных регионах выше рассредоточенность электронагрузок по территории и более диверсифицирована по мощностям структура спроса (меньший удельный вес имеют крупные потребители). Соответственно в та-
ких энергосистемах требуются повышенные удельные мощности и затраты на передачу и распределение энергии. Если условно принять одинаковую для всех регионов удельную стоимость обслуживания электросетевых мощностей, то наиболее высокие сетевые тарифы следует ожидать в Республике Саха (Якутия) и других дальневосточных регионах, в Республике Коми и Архангельской области.
ФАКТОРЫ УДОРОЖАНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Обобщим приведенные выше результаты структурного анализа электроэнергетики регионов Севера в виде сводного описания и сравнительной оценки основных признаков — факторов, влияющих на удорожание стоимости энергоснабжения (табл. 6). Исходя из значений характеризующих показателей, представленных в таблицах 2—5, и диапазона их изменений по регионам, получена оценка состояний в трехбалльной размерности с возрастающей интенсивностью проявления следующих структурных признаков.
I. Высокая зависимость от внешних, внерегиональных поставок энергии и топлива для ее производства.
II. Высокая доля выработки ТЭС на органическом топливе в объемах регионального производства энергии.
III. Высокая доля «негазового» топлива (уголь и нефтепродукты) в производстве электроэнергии на ТЭС.
IV. Сравнительно малая мощность региональной энергосистемы.
V. Высокая доля производства электроэнергии на электростанциях установленной мощностью менее 100 МВт.
VI. Наличие обширных зон децентрализованного электроснабжения (высокая доля выработки малых дизельных и газотурбинных электростанций).
VII. Низкий коэффициент использования установленной мощности.
VIII. Низкая концентрация электрических нагрузок в региональной системе передачи и распределения электроэнергии.
IX. Малая плотность электрических нагрузок.
Сумма баллов по выделенным факторам показывает позицию ожидаемого ценового уровня региона относительно других. Согласно полученной минимальной сумме баллов лидерами низких цен электрообеспечения должны быть Мурманская область, Ханты-Мансийский автономный округ и Норильск. Наиболее дорогие цены на энергию — в регионах с децентрализованным электроснабжением. Параметры локальных энергосистем Чукотского автономного округа, Камчатского края также указывают на высокую стоимость энергоснабжения этих регионов. А в числе регионов со средним уровнем развития экономики и относительно развитой электроэнергети-
ческой инфраструктурой объективные условия относительной дороговизны электроснабжения имеют Архангельская и Сахалинская области, Республика Саха (Якутия).
Таблица 6
Оценка факторов, влияющих на удорожание стоимости электроснабжения
северных регионов
Сравнительная оценка факторного признака, баллы Предельные минималь-
ные — мак-
Регион I II III IV V VI VII VIII IX Сумма баллов симальные уровни тарифов на электроэнергию, 2009 г, руб./кВт.ч1
Республика Карелия 3 1 1 2 2 1 1 2 1 14 1,38—1,40
Республика Коми 1 3 1 2 1 1 2 2 2 15 2,89—3,06
Архангельская обл. 3 3 3 2 2 2 2 2 3 22 2,49—2,60
Ненецкий АО Архангельской обл. 3 3 1 3 3 3 3 3 3 25 4,07—4,57
Мурманская обл. 1 1 3 1 1 1 1 1 1 11 1,15—1,19
Ханты-Мансийский АО 1 3 1 1 1 1 1 1 1 11 1,19—1,30
Ямало-Ненецкий АО 3 3 1 2 3 3 3 1 1 20 1,59—1,69
Долгано-Ненецкий АО, Норильск 1 2 1 2 1 1 1 1 1 11 Нет данных
Эвенкийский АО 3 3 3 3 3 3 3 3 3 27 Нет данных
Республика Саха (Якутия) 1 2 2 2 1 1 2 3 3 17 2,63—2,81
Камчатский край 3 3 3 3 2 2 2 3 1 22 5,86—6,44
Магаданская обл. 1 1 3 2 1 1 3 3 2 17 2,77—2,90
Сахалинская обл. 1 3 3 3 1 2 2 3 1 19 3,09—3,15
Чукотский АО 2 2 3 3 3 3 3 2 3 24 7,83—8,53
Примечание.1 Приказ ФСТ РФ от 5 августа 2008 г. № 127-э/1 «О предельных уровнях тарифов на электрическую энергию на 2009 г.». Предельные значения устанавливаются в среднем по субъекту Российской Федерации, без учета дифференциации по группам потребителей, техническим условиям и локальным зонам.
Полученные результирующие баллы удорожания в достаточной степени (при попарном сравнении соседних регионов) согласуются с соотношениями предельных уровней тарифов на электроэнергию, ежегодно утверждаемых Федеральной службой по тарифам РФ. Исключение составляет противоречивость полученной относительно низкой позиции ценового уровня и фактических сравнительно высоких тарифов на электроэнергию в Респуб-
лике Коми и обратное соотношение — для Архангельской области. Объяснениями этому несоответствию могут служить наличие неучтенных региональных факторов или их особой специфики, которые требуют более детального анализа, а также то, что утверждаемые уровни предельных тарифов неточно отражают фактическую стоимость регионального электроснабжения ввиду существующего прямого и косвенного тарифного субсидирования.
Результаты типологического и сравнительного анализа показывают стратегические направления развития электроэнергетики Севера, связанные со структурными факторами: расширение использования местных и возобновляемых энергоресурсов; развитие атомной энергетики; диверсификация топливных балансов; увеличение доли газовой генерации; оптимизация мощностного ряда энергоисточников и их загрузки; развитие эффективной малой энергетики; рациональное развитие электросетевых связей. Приоритетность этих направлений в территориальной проекции различается, на их актуальность указывает «успешность» позиции в вышеприведенной относительной оценке соответствующих региональных факторов (табл. 6).
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОГЕНЕРАЦИИ В РЕГИОНАХ СЕВЕРА
Рассмотрим, какие энергетические объекты намечены к реализации (на период до 2020 г.) различными государственными программными документами, инвестиционными планами и проектами энергокомпаний (табл. 7). Собранные сведения не могут претендовать на исчерпывающую полноту и достоверность. Тем не менее они дают представление о технологических приоритетах в развитии электроэнергетики Севера.
В планах развития региональных энергосистем на базе объектов генерации средней и большой мощности очевидных тенденций в масштабном введении технологических новшеств и диверсификации топливной базы не проявляется. По-прежнему по объемам планируемых вводов лидирует газовая генерация. Наиболее грандиозные проекты развития новой газовой генерации сосредоточены в основных районах газо- и нефтедобычи — на севере Тюменской области. Приоритетными технологиями выбраны электростанции с парогазовым циклом (ПГУ) и ТЭЦ с газотурбинными установками (ГТУ). В ряде регионов благодаря развитию систем газоснабжения планируется перевод мазутных ТЭЦ на газ (Архангельская область, Республика Карелия, Камчатский край).
Проекты развития угольной генерации менее впечатляют. Основные пространственные ориентиры размещения — районы с действующими угольными электростанциями, а технологические решения — реконструкция с
Таблица 7
Планируемое развитие электрогенерации в северных регионах России: новое строительство и технологическая модернизация1
Регион Межсистемные и системные энергообъекты2 Энергообъекты регионального значения3
региональная энергосистема малая энергетика
1 2 3 4
Республика Карелия Угольные: Медвежьегорская ТЭС (660) Газовые: блок ПГУ Петрозаводской ТЭЦ (+180) Угольные: ТЭЦ в г. Костомукша ГЭС: Белопорожская ГЭС (130) Малые ТЭЦ и котельные с использованием древесного топлива и торфа; ВЭС; малые ГЭС
Республика Коми Угольные: реконструкция Интинской ТЭЦ и Воркутинской ТЭЦ-2 Газовые: энергоблок на ТЭЦ Сыктывкарского ЛПК(+100), на Сосногорской ТЭЦ Малые ТЭЦ
Архангельская область АЭС: Северодвинская ПАТЭС (70) Приливные: Мезенская ПЭС (700) Газовые: реконструкция Архангельской ТЭЦ и Северодвинской ТЭЦ-2 с переводом котлов на сжигание газа Угольные: реконструкция э/блока Архангельской ТЭЦ на сжигание угля ГТУ, ДЭС в Ненецком АО МТЭЦ на биотопливе
Мурманская область АЭС: энергоблок ВВЭР-440 на Кольской АЭС (+459), Кольская АЭС-2 (1200) Угольные: Мурманская ТЭЦ-2 (540) Кольская приливная ЭС (12) ВЭС, ВЭУ, мгэс
Ханты- Мансийский АО Тюменской обл. Газовые: 5 блоков ПГУ Сургутской ГРЭС-1 (+2000), 8 блоков ПГУ Сургутской ГРЭС-2 (+5600), Нижневартовская ГРЭС — ПГУ (2400), Няганьская ГРЭС — ПГУ (1200) Газовые: Ханты-Мансийская ПТУ-ТЭЦ, Нижневартовская ГТУ-ТЭЦ, Северно-Приобская ГТЭС (339), Южно-Приобская ГТЭС (186), Сургутская ТЭЦ (339), Приобская ГТЭС (315), несколько ГТУ в Березовском районе (120). Угольные: ГРЭС на бурых углях Северо-Сось-винского месторождения, ТЭЦ с. Саранпалуль, Усть-Манья, Няксимволь ГТУ п. Игрим (20); мини-ТЭЦ на отходах деревообработки (20); промышленные ДЭС, ГТУ на нефтегазовых месторождениях
Ямало-Ненецкий АО Тюменской обл. Газовые: Уренгойская ТЭС-2 - ПГУ (1200), ТЭС Тарко-Сале — ПГУ (1200) Газовые: Ноябрьская (124), Уренгойская ГРЭС (325), в Муравленко (122), Губкинском (120), Надыме (450), ГТЭС Новоуренгойского газохимического комплекса (120) ГТУ п. Харп (12), промышленные ДЭС, ГТУ нефтяных и газовых компаний
1 2 3 4
Норильск, Дол-гано- Ненецкий АО, Эвенкийский АО Красноярского края ГЭС: Эвенкийская (8000), Нижнекурейская (150) ГТУ, ДЭС новых нефтегазовых месторождений
Республика Саха (Якутия) ГЭС: Канкунская (1300), Нижнетимптонская (800), Среднеучурская (500), Верх-неалданская (1000) Угольные: энергоблок Не-рюнгринской ГРЭС (+180) Угольные: Джебарики-Хаинская ТЭЦ (100), блок №4 Нерюнгринской ГРЭС (+225) Газовые: Якутская ГРЭС-2 (240 ) Малые ТЭЦ на базе ГТУ и ДВС на дизельном топливе и ПТУ на угле (85), ветродизельные энергокомплексы, малые ГЭС
Камчатский край Газовые: перевод на газ Камчатских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 Геотермальные: Мут-новская-2 (50), энергоблок Паужетской (+2,5), энергоблок Верхне-Мутновской (+6,5), энергоблок Мутновской-1 (+12) ГЭС: Толмачевские-2, 4 (25, 10) Ветродизельные комплексы (80), ДЭС (14), ВЭС Усть-Камчатск (2), ВЭС м. Левашева (20), ВЭС Петропавловск-Камчатский (20)
Магаданская обл. ГЭС: Усть-Среднеканская ГЭС (570) Угольные: Северо-Эвенская ТЭЦ, реконструкция Магаданской ТЭЦ, Аркагалинской ГРЭС ВЭУ в Северо-Эвенском районе
Сахалинская обл. Угольные: новая ТЭС (450) Газовые: новая ПГЭС — ПГУ (800) Газовые: перевод на газ Южно-Сахалинс-кой ТЭЦ-1, энергоблок №4 Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (+116), ГТЭС в Ногликах (72) Угольные: Сахалинская ГРЭС-2 (165) ВЭУ, ВЭС на Курильских о-вах ГеоТЭС на Курилах: энергоблоки на Менделеевской (+3,6) и Океанской (+3,6); Северо-Курильская (4,5)
Чукотский АО АЭС : Певекская ПАТЭС (70) Угольные: реконструкция Эгвекинотской ГРЭС (+6) ВЭУ, ДЭС, ветродизельные ЭС
Примечания:1 В скобках указывается планируемая установленная мощность электростанции в МВт, со знаком «+» — мощность новых энергоблоков.
2 АЭС, ГЭС мощностью более 300 МВт, ТЭС мощностью более 500 МВт в соответствии с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.», одобренной распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р.
3 Из региональных экономических и энергетических концепций и программ, планов развития и инвестиционных проектов энергокомпаний, опубликованных на официальных сайтах Минрегионразвития, администраций регионов Севера, энергопредприятий.
заменой устаревшего оборудования и расширение путем ввода нескольких новых угольных энергоблоков. Рассматриваются лишь несколько проектов нового строительства мощных конденсационных электростанций (в Республике Карелия, Мурманской и Сахалинской областях, в Республике Коми, Ханты-Мансийском автономном округе), но возможности их реализации в ближайшее десятилетие не выглядят убедительно, учитывая реалии современной экономической ситуации и длительность инвестиционных циклов подобных энергообъектов.
Развитие мощной гидроэнергетики планируется только в трех регионах севера Сибири и Дальнего Востока. Но в ближайшее десятилетие реалистичен лишь ввод мощностей Усть-Среднеканской ГЭС (Магаданская область).
Проекты развития атомной энергетики на Севере также весьма ограничены, с локализацией в уже «атомных» регионах. Базой мощной атомной энергетики на Севере остается Мурманская область. Обнадеживает начало реализации инновационных проектов по строительству плавучих атомных теплоэлектростанций (ПАТЭС) малой мощности. Несомненна высокая значимость подобных объектов для развития систем электроснабжения Севера.
Во всех регионах планируется развитие локальной энергетики: в приоритетах — малые ТЭЦ ввиду своей топливной эффективности; а в использовании возобновляемых энергоресурсов акценты устанавливаются в зависимости от ресурсной обеспеченности и необходимости замещения дорогого привозного топлива (Республика Карелия, Республика Саха (Якутия), Камчатский край, Курильские острова, Чукотский автономный округ).
В целом анализ планов развития показывает, что основные усилия концентрируются на модернизации энергохозяйства в целях повышения топливной эффективности и оптимизации сетевых связей. Причем наиболее масштабные проекты (генсхемы) планируются к реализации в относительно «экономически благополучных» энергосистемах, а не в «дорогостоящих». В планах прослеживаются предпосылки к становлению новой малой энергетики, к использованию возобновляемых энергоресурсов, но в весьма ограниченных масштабах, не соответствующих потенциальным потребностям Севера в технологиях «распределенной» генерации.
В заключение выполненного анализа следует отметить, что рассмотренный перечень технологических признаков охватывает только основные особенности базовой структуры электроэнергетики Севера, влияющие на ценовой уровень регионального энергопроизводства. Несомненно, что это далеко не полный перечень факторов удорожания энергообеспечения, который, помимо технологических, включает такие существенные параметры региональной экономики, как обеспеченность и сложившиеся уровни цен на топливо и трудовые ресурсы. Реализованный подход позволил сформировать
сводное резюме в описании структурных особенностей во взаимосвязи с региональной дифференциацией эффективности энергообеспечения северных регионов России. Выделение региональных факторов и их сравнительный анализ наглядно обозначают объективные условия удорожания, проблемные позиции и соответствующие направления совершенствования структуры региональной энергетики, а также позволяют поставить вопросы для углубленного анализа обоснованности энергетических цен.
Производственные системы большей части северных регионов работают в условиях дорогого энергоснабжения. Это не способствует их экономическому развитию. Они нуждаются в первоочередном, опережающем развитии энергетической инфраструктуры, в ее технологической модернизации и структурной оптимизации. Но, как показал анализ планов развития, они не предполагают существенной трансформации технологической базы электроэнергетики. Следовательно, в ближайшее десятилетие не следует ожидать качественного повышения эффективности энергоснабжения Севера и существенного сглаживания ценовой дифференциации. В связи с чем актуальнейшей проблемой модернизации энергетики Севера является переход от воспроизводства малоэффективных структур к масштабным инновационным решениям.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Борисов Г. А., Сидоренко Г. И. Энергетика Карелии. Современное состояние и перспективы развития. СПб.: Наука, 1999.
2. Иванова Ю. И., Тугузова Т. Ф., Попов С. П., Петров Н. А. Малая энергетика Севера: проблемы и пути развития. Новосибирск: Наука, 2002.
3. Информационный бюллетень Федеральной службы по тарифам. 2009. № 14 (430). http://www.fstrf.ru/press/intrest/28/0tchet_FST_2008.pdf.
4. Концепция долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года: Распоряжение Правительства РФ № 1662-р от 17.11.2008 // Собрание законодательства РФ. № 47. 24.11.2008. Ст. 5489 (в ред. распоряжения Правительства РФ от 08.08.2009 № 1121-р).
5. Промышленность России. 2008: Стат. сб. / Росстат. М., 2008.
6. Регионы России. Основные характеристики субъектов Российской Федерации. 2008: Стат. сб. / Росстат. М., 2008.
7. Регионы России. Социально-экономические показатели. 2009: Стат. сб. / Рос-стат. М., 2009.
8. Российский статистический ежегодник. 2009: Стат. сб. / Росстат. М., 2009.
9. Север как объект комплексных региональных исследований / Отв. ред. В. Н. Лаженцев. Сыктывкар, 2005.
10. Топливно-энергетический баланс Республики Саха (Якутия): В 2 ч. / Науч. рук. и отв. исполн. Петров Н. А. Ч. 1. Якутск: Сахаполиграфиздат, 2005; Ч. 2. Якутск: Сайдам, 2006.
11. Чайка Л. В. Энергоэкономические пропорции экономики северных регионов России // ЭКО. 2010. № 2.
12. Энергетика XXI века: условия развития, технологии, прогнозы / Л. С. Беляев, А. В. Лагерев, В. В. Посекалин и др.; Отв. ред. Н. И. Воропай. Новосибирск: Наука, 2004.
13. Энергетика России: проблемы и перспективы: Тр. науч. сессии РАН: Общ. собрание РАН 19—21 декабря 2005 г. / Под ред. В. Е. Фортова, Ю. Г. Леонова; РАН. М.: Наука, 2006.
14. Энергетика России в 21 веке: проблемы и научные основы устойчивого и безопасного развития // Сборник докладов Всероссийской конференции (14—17 сентября 2000 г.). Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2001.
15. Энергетическая стратегия России на период до 2030 г.: Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р // Собрание законодательства РФ. 30.11.2009. № 48. Ст. 5836.
