CC BY
79
А-В- Бризицкая
преподаватель кафедры мировой экономики Дальневосточного госуниверситета
ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ В ДАЛЬНЕВОСТОЧНОМ РЕГИОНЕ РОССИИ
нергосистема Дальнего Востока заметно отличается от энергетики ос-
тальной части страны. Помимо того, что она сама практически изолирована от единой энергосистемы России, внутри нее также есть целый ряд изолированных АО-энерго, например на Камчатке и на Сахалине. В силу климатических условий здесь наблюдается значительно большее потребление тепла на одного жителя (в 1,5 раза выше, чем в южных районах страны). Соответственно, в энергетике региона превалируют теплофикационные мощности — в структуре установленных мощностей доля теплофикационных агрегатов превышает 51%. Основным видом топлива для действующих тепловых электростанций является уголь, доля которого в топливопотреблении составляет 71%, доля мазута — 10%, дизельного топлива — 2,5%, газа — 16,5% [1].
Подобная структура топливно-энергетического баланса (ТЭБ) исторически сложилась на Дальнем Востоке. Однако в 1990-х годах с началом реформирования угольной отрасли и прекращением дотирования государством неконкурентоспособных шахт такая структура ТЭБ стала проблематичной для региона. Особенно остро это проявилось в Приморском крае, где доля угля в структуре производства электроэнергии составила более 80%. Как следствие, характерной чертой развития энергетики края стало тесное переплетение проблем, возникающих в угольной промышленности и в электроэнергетике.
Так, в результате реформирования угольной отрасли произошло существенное сокращение производственных возможностей края по добыче угля. Чтобы обеспечить Приморский край топливом, потребовалось ввозить из других регионов: в 1989 г. — 271 тыс. т угля, в 1990 г. — 948 тыс. т, а в 1991 г. — уже 1700 тыс. т. В 1992 г. доля привозного угля в системе «Дальэнерго» достигла 30% от потребности. При этом железнодорожный тариф по доставке этого топлива превышал цену самого угля более чем в 4 раза, а в Читинской области — в 11 раз. В результате цена одной тонны условного топлива (т.у.т.), с учетом железнодорожного тарифа, по привозным углям возросла с 2750 руб. в 1992 г. до 7494 руб. — в 1993 г., т.е. почти в 3 раза [2].
Кроме того, значительно возросла и стоимость местных приморских энергоносителей. Цена 1 т.у.т. с учетом транспортного тарифа по местным углям увеличилась до 3770 руб., а по т.н. топочному мазуту до 21 770 руб. В то же время
в других регионах России она была значительно ниже и составляла на Урале и в Читинской области — 914,4 руб. за 1 т.у.т.; в Иркутской области — 730 руб.
На протяжении всего перестроечного периода для минимально необходимого удовлетворения потребности в угле в Приморский край нужно было завозить ежегодно минимум до 3 млн. т. Однако неплатежеспособность потребителей привела к снижению объемов завозимого угля и недозагрузке электростанций. При этом собственная добыча внутри края также уменьшилась.
В результате возник энергетический кризис, вызванный элементарной нехваткой топлива для производства электроэнергии. На протяжении довольно длительного периода обеспечение электростанций края топливом осуществлялось «с колес». Ситуация с завозом стала меняться лишь в конце 1990-х годов, а восстановление собственной угольной промышленности в крае только начинается.
Таким образом, в целях обеспечения энергетической и экономической безопасности региона приоритетным направлением для дальневосточных субъектов Федерации, в т.ч. Приморского края, стало развитие местной угледобычи и как долгосрочная цель — диверсификация топливно-энергетического баланса. В рамках указанного направления особое внимание в настоящее время уделяется развитию гидроэнергетики.
Дальний Восток и Забайкалье обладают более 45% потенциальных гидроэнергетических ресурсов России, при этом почти две трети из них могут быть использованы технически. Около одной трети (294 млрд. кВт-ч) этого гидропотенциала считается экономически эффективной. Однако современный уровень практического использования гидроэнергетических ресурсов в регионе крайне низок — всего около 1% от валового потенциала.
Зейская ГЭС (ЗГЭС) — первая крупная гидроэлектростанция на Дальнем Востоке. Ее возведение было начато еще в 1964 г., и одной из основных целей данного строительства стало обеспечение устойчивого энергоснабжения потребителей Амурской области, Хабаровского и Приморского краев. Линии электропередачи 500 и 220 кВ, связавшие Зейскую ГЭС с соседними регионами, определили создание к концу 1970-х годов дальневосточной энергосистемы, стержнем которой стала первая на Дальнем Востоке ЛЭП-500 Зея — Хабаровск.
Зейская ГЭС, с установленной мощностью 1330 МВт и среднегодовой выработкой 4,91 млрд. кВт-ч, является для Приамурья настоящим энергетическим гигантом, обеспечивая до 85 % энергопотребления Амурской области (это территория площадью 363,7 тыс. кв. км с населением около 1015,6 тыс. чел.) [3].
До недавнего времени ОАО «Зейская ГЭС» считалась в соответствии с Законом РФ «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» монополистом и одновременно единственной гидроэлектростанцией, входящей в единую энергосистему Дальнего Востока. Прямой конкуренции ей в сфере генерирования энергии не было достаточно долгое время.
В 1976 г. было начато строительство еще одной гидроэлектростанции на Дальнем Востоке — Бурейской ГЭС (БГЭС), но в связи с экономической ситуацией в стране стройка на некоторое время была приостановлена. К концу 1990-х годов работа на объекте активизировалась, и уже в 2003 г. были пущены первые два гидроагрегата БГЭС общей установленной мощностью 370 МВт. 23 ноября 2004 г. был введен третий гидроагрегат ГЭС установленной мощностью 300 МВт.
Выдача мощности бурейского комплекса в дальневосточную энергосистему обеспечивается по линии электропередачи 220 кВ «Бурейская ГЭС — ПС Завитая» и ВЛ-220 кВ «Бурейская ГЭС — ГПП Талакан». С пуском третьего гидроагрегата в 2004 г. выдача мощности в ОЭС Востока осуществляется еще по двум ЛЭП-500 кВ «ПС Амурская» — Бурейская ГЭС» и «Бурейская ГЭС — ПС Хабаровская» [4].
Таким образом, в настоящее время на территории Дальнего Востока России, более того, в пределах одного субъекта РФ (Амурская область) функционируют два энергогиганта. Казалось бы, данный факт должен только стимулировать экономическое развитие региона. Но на деле получается, что станции практически превратились в конкурентов (см. приводимую ниже таблицу).
Сравнительная характеристика Зейской и Бурейской ГЭС
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ЗЕЙСКАЯ ГЭС БУРЕЙСКАЯ ГЭС
Длина напорного фронта гидроузла, м 714 765
Наибольшая высота плотины, м 115 139
Максимальный напор, м 98,3 122
Максимальный расчетный расход через гидросооружения, куб. м/сек. 10 800 13 800
Общий объем водохранилища, куб. км 68,4 20,9
Мощность, МВт 1330 2000
Выработка электроэнергии, млрд. кВт-ч 4,91 7,1
Среднегодовое время использования установленной мощности, ч 3800 3550
Среднесписочная численность работников, чел. 481 487
Составлено по годовым отчетам о работе ГЭС [3; 4].
Дело в том, что Бурейская ГЭС обладает рядом конкурентных преимуществ перед ЗГЭС. Во-первых, преимущество географического положения, которое основано на близости станции к центрам нагрузок дальневосточной энергосистемы (почти на 1 тыс. км ближе ЗГЭС) и хороших экспортных возможностях. Во-вторых, средний износ основного оборудования Зейской ГЭС
составляет уже 69%, следовательно, для безопасной и качественной работы станции требуются значительные инвестиции. Пока обе станции являются дочерними предприятиями РАО «ЕЭС России», приоритет в области инвестирования будет отдаваться какой-то одной из них. И до настоящего времени таким приоритетом пользовалась БГЭС. Так, в 2004 г. средства РАО ЕЭС в общем объеме капитальных вложений в строительство Бурейской ГЭС составили 77%. В то время как все инвестиции в основной капитал Зейской ГЭС были произведены из средств ОАО (в частности, амортизационные отчисления). Естественно, эта сумма не очень значительна (в 2004 г. на реконструкцию и техническое перевооружение было направлено 189,9 млн. руб.) [5].
В-третьих, существуют определенные технологические особенности, тормозящие выработку энергии на ЗГЭС. Дело в том, что ее работа невозможна на полную мощность до тех пор, пока не будут запущены все агрегаты БГЭС. В-четвертых, для Зейской ГЭС сейчас достаточно велики риски, связанные с реформированием, так как выделение ремонтных видов деятельности, транспортных и охранных услуг может повлиять на качество работ и повышение стоимости оказываемых услуг.
Вследствие этих и других факторов Зейская ГЭС постепенно стала снижать объемы производства, и в последние два года ОАО не в полной мере выполняет свои производственные планы, в то время как Бурейская ГЭС производит энергии сверх запланированного уровня (диаграмма 1).
Кроме того, снижается значение социальной роли Зейской ГЭС. Если еще в 2002 г. здесь работало 784 человека (на БГЭС — всего 174), то к 2005 г. численность персонала ЗГЭС сократилась до 481 человека (на БГЭС этот показатель существенно увеличился и составил 487 человек) (диаграмма 2) [см. 3, 4].
Диаграмма 1. Объемы выработки электроэнергии на дальневосточных ГЭС
млн. квт-ч%
500045004000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0
Зейская ГЭС Бурейская ГЭС Зейская ГЭС Бурейская ГЭС
2003 г.
р план □ факт
2004 г.
Диаграмма 2. Динамика изменения фактической численности персонала дальневосточных ГЭС
чел
1000
800
600
400.
200.
0
□ Бурейская ГЭС П Зейская ГЭС
2002 г.
2003 г.
2004 г.
Не нужно также забывать, что Зейская ГЭС изначально являлась градообразующим предприятием. В настоящее время в городе Зея практически не финансируется социальная инфраструктура (ранее находившаяся на балансе ЗГЭС), растет безработица, а стоимость электроэнергии для жителей города, как это ни парадоксально, намного превышает цену электроэнергии, поставляемой с Зейской ГЭС оптовым потребителям (1,15 руб. кВт-ч — городской тариф и 0,22 руб. — среднеотпускной тариф).
В то же время район Буреи активно развивается, сюда съезжаются специалисты и рабочие со всей Амурской области и соседних регионов. Кроме того, привлекаются значительные объемы инвестиций. Естественно, что основные инве -стиции были направлены в главную отрасль строительства «Электроэнергетика», что составляет 98,02 % от общего объема освоения капиталовложений, или 7664,41 млн. руб. Но помимо этого капиталовложения осуществлялись в отрасль «Жилищное строительство» (73,4 млн. руб., или 0,94% от общего освоения капиталовложений), «Коммунальное строительство» (освоение составило 21,31 млн. руб., или 0,27%), «Народное образование» (57,81 млн. руб., или 0,74%,) и «Связь» (2,15 млн. руб., или 0,03% от общего объема освоенных капитальных вложений) [см. 4].
Проведенный анализ сложившейся ситуации позволяет говорить о том, что одной из основных причин неконструктивной конкуренции в гидроэнергетической отрасли региона является неразвитость магистральных сетей, что приводит к невозможности эффективного сбыта. Станции вполне могли бы работать параллельно на полную мощность, ведь большинство дальневосточных регионов по-прежнему остаются энергодефицитными. Расчеты показывают, что только при завершении строительства межсистемных линий электропередачи 500 кВ для выдачи мощности Бурейской ГЭС и связи хабаровской и дальневосточной энергосистем переток мощности от БГЭС в дефицитный Приморский край может достигать 900—1000 МВт.
Кроме того, весьма актуальным остается проект поставок энергии в Китай. Экспорт электроэнергии в провинцию Хэйлунцзян (КНР) осуществляется по ЛЭП 110 кВ Благовещенск — Хэйхэ начиная еще с 1991 г. Но эти поставки носят разовый характер и не могут рассматриваться как полноценное сотрудничество в области энергетики между двумя странами. В то же время китайская сторона оценивает свои потребности до 30 млрд. кВт-ч. С учетом того, что стоимость электроэнергии может составить 4-6 центов за 1 кВт, Россия сможет выручить порядка 1,5 млрд. долл. Но для этого необходимо вложить огромные инвестиции в развитие энергопроизводственного и сетевого хозяйства (по разным оценкам, они могут составить от 7 до 15 млрд. долл.) [6].
Понятно, что подобные средства найти сложно, тем более для электроэнергетики, которая является весьма капиталоемкой отраслью, а отдачи здесь приходится ждать долго. В этом плане актуальным как раз мог бы стать китайский капитал, однако китайская сторона предпочитает инвестировать средства в строительство ЛЭП и экспортировать энергию с уже имеющихся станций.
Так, в январе 2006 г. совместное китайско-российское предприятие объявило о начале строительства транснациональной линии электропередачи через реку Хэйлунцзян (Амур). Строительство планируется завершить уже в октябре текущего года. Капиталовложения в проект составляют около 17,5 млн. долл., а мощность линии — 2 млрд. кВт-ч. Российская электроэнергия будет поставляться в обрабатывающую зону города Хэйхэ, где главным образом сосредоточены энергоемкие предприятия, например завод по производству промышленного кремния [7].
В условиях, когда российская и в том числе дальневосточная промышленность набирает темпы, собственное энергопотребление региона может значительно возрасти. В результате китайские и российские предприниматели могут оказаться в роли конкурентов в борьбе за электроэнергию с дальневосточных энергостанций. Поэтому уже сегодня следует думать о дальнейшей разработке энергопотенциала российского Дальнего Востока и максимально использовать еще имеющуюся заинтересованность Китая в энергии.
Пока же для российских властей приоритетным направлением, судя по всему, остается экспорт нефти и газа. Это подтверждает и визит главы государства в марте 2006 г. в Китай, основным итогом которого стало подписание соглашения о поставках российского природного газа в КНР. Что касается электроэнергетики, то здесь пока все ограничилось общими фразами.
Таким образом, развитие энергетики на Дальнем Востоке носит крайне противоречивый характер. При наличии значительного энергопотенциала и стратегически выгодного географического положения энергетика края остается одной из самых проблемных отраслей практически всего Дальневосточного региона России.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мелихов Ю. Потенциал дальневосточной энергетики // Энергия России. № 20(90), авг. 2002. С. 1.
2. Экономика Дальнего Востока: реформа и кризис / Под ред.
П.А. Минакира. Владивосток, 1994. С. 105-109.
3. Годовой отчет о работе ОАО «Зейская ГЭС» за 2004 г.// www.zges.amur.ru
4. Годовой отчет о работе ОАО «Бурейская ГЭС» за 2004 г.// www.bureya.ru
5. Официальный сайт РАО «ЕЭС России»//http://www.rao-ees.ru
6. Стратегия развития топливно-энергетического потенциала Дальневосточного экономического района до 2020 г. Владивосток, 2001.
7. Материалы агентства “Синьхуа”//http://www.asia-business.ru
