На Дальнем Востоке откладывать вложения в энергетическую инфраструктуру уже нельзя

Стоимость поддержания, модернизации и строительства новой тепловой генерации на Дальнем Востоке значительно выше, чем в европейской части России, - выше удельный расход топлива из-за устаревших мощностей и погодных условий, а само топливо дороже из-за трудностей логистики.

Сейчас потребление электроэнергии в регионе составляет около 32 млрд кВт.ч. К 2020 году этот показатель оценивается уже в 47 млрд кВт.ч. Столь масштабный скачок должны обеспечить планируемые проекты по добыче полезных ископаемых - золотодобывающие и нефтяные, трубопровод «Сила Сибири», освоение Чаяндинского месторождения. Например, только для «Силы Сибири» и создания газохимического комплекса в Амурской области необходимо построить энергообъекты мощностью около 500-600 МВт, заявил на Восточном экономическом форуме заместитель министра развития Дальнего Востока Александр ОСИПОВ.

Новую крупную генерацию в ближайшие годы получат Приморье, Якутия, Хабаровский край, Сахалин и Приамурье. Но это только первый этап обновления энергетики Дальнего Востока. Реализуемые проекты по строительству ТЭЦ «Восточная», первой очереди Якутской ГРЭС-2, ТЭЦ в г. Советская Гавань, первой очереди Сахалинской ГРЭС-2 и второй очереди Благовещенской ТЭЦ должны послужить мощным импульсом для дальнейшей, уже более масштабной, модернизации региональных энергосистем.

Главный вопрос - кто платит за строительство? Если государство принимает решение, что инфраструктуру на Дальнем Востоке нужно развивать, то оно должно участвовать в строительстве, считает гендиректор энергохолдинга «РАО ЭС Востока» Сергей ТОЛСТОГУЗОВ. Без участия государства проекты попросту неподъемны для инвесторов.

Новострои готовят не ради сроков

По подсчетам специалистов «РАО ЭС Востока», до 2025 года Дальнему Востоку потребуется примерно 4 ГВт новой мощности. Из этого объема основная часть вводов (около 2,5 тыс. ГВт) пойдет на замещение выбывающих из строя объектов. Ключевой проект по возведению четырех ТЭС (см. табл.) с привлечением 50 млрд рублей из госбюджета реализует ПАО «РусГидро».

«Есть критика в наш адрес по организации строительства, по отставанию. Но я думаю, что здесь надо аккуратно разбираться в каждом случае, потому что должен идти диалог, нужно учитывать и некие технически обоснованные и объективные обстоятельства. Тогда можем найти правильное решение, определить сроки строительства, потому что ради сроков сдавать объекты, к тому же не достроенные объекты, может быть, не совсем хорошо», - доложил гендиректор «РусГидро» Николай ШУЛЬГИНОВ президенту Владимиру ПУТИНУ.

Ближайший ввод новой станции произойдет уже в этом году в Благовещенске. Что немаловажно, в установленные сроки - в декабре.

Досье «Дальневосточного капитала»: Установленные электрические мощности Благовещенской ТЭЦ после завершения проекта будут увеличены на 120 МВт и составят 400 МВт. Тепловые мощности возрастут на 188 Гкал/ч, до 1 тыс. Гкал/ч. В качестве топлива будет использоваться уголь Ерковецкого месторождения. Годовая выработка электроэнергии вырастет на 464 млн кВт.ч и достигнет 1 млрд 468 млн кВт.ч, а годовой отпуск теплоэнергии увеличится на 730 тыс. Гкал и составит 2 млн 854 тыс. Гкал.

А вот запуск Якутской ГРЭС-2 перенесен на осень 2016 года. «РусГидро» уже договорилось о переносе ввода первой очереди без изменения стоимости генподряда. К новым мощностям, которых хватит на 50-70 лет, будет подключена центральная часть Якутии. Строительство ГРЭС-2 позволит ликвидировать большую часть старых котельных в Якутске, а также частично заместит выработку устаревающей действующей ГРЭС.

Первоначально пуск первой очереди ГРЭС-2 планировался в 2015 году, дата была зафиксирована в договоре генподряда, который был заключен с ПАО «ТЭК Мосэнерго» (инжиниринговая компания, которая подконтрольна старшему сыну Аркадия РОТЕНБЕРГА Игорю). В октябре 2015 года Росимущество, Минэнерго и «РусГидро» подписали между собой соглашение, в котором были определены новые сроки ввода объекта - 2016 год. При этом стоимость договора, определенная по результатам конкурсных процедур в январе 2014 года, останется неизменной - 17,4 млрд рублей с НДС.

Электрическая мощность первой очереди новой ГРЭС составит 193 МВт, тепловая мощность - 469 Гкал/ч.

АО «Сахатранснефтегаз» уже провело газопровод к новострою. На площадке строительства ГРЭС-2 уже построены автоматизированная газораспределительная станция и котельная, которая осуществляет обогрев объектов новой ГРЭС.

Новая станция возводится и неподалеку от побережья Татарского пролива в Хабаровском крае. Установленная электрическая мощность первой очереди ТЭЦ в г. Советская Гавань составит 120 МВт, тепловая мощность - 200 Гкал/ч.

Общая сметная стоимость строительства, согласно заключению Главгосэкпертизы, более 18 млрд рублей. Строительство ТЭЦ должно было завершиться в 2016 году, но перенесено на 2017 год из-за смены генподрядчика.

В качестве топлива для производства электроэнергии и тепла предполагается использовать каменный уголь марки «Г» с Ургальского месторождения. Генеральным подрядчиком строительства ТЭЦ выступает ОАО «ГлобалЭлектроСервис» (входит в группу «Сумма» Зиявудина МАГОМЕДОВА).

Сахалинская ГРЭС-2 тоже запланирована к сдаче по инвестпрограмме на 2017 год. Работы там проводятся в графике, проектно-сметная документация выдается исправно. Заказы на основное технологическое оборудование размещены на отечественных заводах, авансы выплачены. Подрядчик уже приступил к бетонированию фундаментов на площадке.

В состав первого пускового комплекса Сахалинской ГРЭС-2 войдут две паровые турбины, два генератора и два паровых котла со всем необходимым вспомогательным оборудованием. Оборудование для новой электростанции законтрактовано и находится в производстве на российских заводах. Основной объем оборудования будет доставлен на площадку строительства в 2016 году, а завершение поставки запланировано в феврале 2017 года.

Согласно проекту, установленная электрическая мощность первой очереди Сахалинской ГРЭС-2 составит 120 МВт, годовая выработка электроэнергии - 840 млн кВт.ч. Электростанция будет расположена в 5 км от села Ильинского. Топливом для Сахалинской ГРЭС-2 станет уголь сахалинских месторождений.

Досье «Дальневоточного капитала»:

На Дальнем Востоке работают энергообъекты «РусГидро» общей установленной мощностью 4419,2 МВт. Госхолдинг напрямую контролирует почти все объекты возобновляемой энергетики в ДФО:

- Бурейская (2010 МВт) и Зейская (1330 МВт) гидроэлектростанции, построенные в Амурской области на притоках реки Амур - Бурее и Зее. На сегодня они являются самыми мощными электростанциями на Дальнем Востоке. Важный момент: обе ГЭС включены в объединенную энергосистему Востока;

- Колымская ГЭС (900 МВт) на реке Колыме в Магаданской области. Самый мощный источник генерации для изолированной энергосистемы региона. В октябре 2013 года были введены в эксплуатацию два первых гидроагрегата второй в этом каскаде Усть-Среднеканской ГЭС (мощностью 168 МВт). За год они выработали 361,3 млн кВт.ч электроэнергии, или более 15% от потребления Магаданской области (нагрузка на них была небольшая - в диапазоне от 26 до 46 МВт);

- каскад Толмачевских ГЭС на Камчатке, включающий три станции совокупной установленной мощностью 45,2 МВт, построенные на реке Толмачева. Сегодня они полностью обеспечивают энергоснабжение Усть-Большерецкого района Камчатского края, благодаря чему там удалось отказаться от генерации на дизеле. После завершения строительства ГЭС-2 и прокладки ЛЭП до центрального энергоузла краевой энергосистемы каскад этих ГЭС будет использоваться и для сглаживания суточных и недельных колебаний графика нагрузки;

- уникальные для России геотермальные электростанции на Камчатке совокупной установленной мощностью 74 МВт. Среди них - старейшая в стране Паужетская ГеоЭС, которая полностью обеспечивает потребности изолированного Озерновского энергоузла, а также Мутновская и Верхне-Мутновская ГеоЭС, расположенные у подножья Мутновского вулкана и работающие на тепловой энергии из пароводяной смеси Мутновского геотермального месторождения.

ТЭЦ «Восточная» закроет пятую часть потребностей Владивостока

ТЭЦ «Восточная» строится на площадке Центральной пароводяной бойлерной во Владивостоке. Благодаря размещению новых газотурбинных установок с котлами-утилизаторами и пиковых водогрейных котлов, «Восточная» станет самостоятельным энергообъектом, снабжающим потребителей тепловой и электрической энергией.

Необходимость строительства новой ТЭЦ вызвана в первую очередь прогнозируемым дефицитом теплоснабжения Владивостока в связи с постройкой новых жилых районов. Ввод в эксплуатацию «Восточной» позволит обеспечить около 20% потребности Владивостока в электроэнергии.

 

Электрическая мощность новой станции составит 139,5 МВт, тепловая - 421 Гкал/ч. Топливом для станции будет служить природный газ.

Банком-кредитором проекта строительства выступает Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР). Ранее «РАО ЭС Востока» оценивало стоимость проекта в 10 млрд рублей, ЕБРР предоставил на проект 5 млрд рублей.

Солнце + ветер = экономия бюджета

Запредельная цена энергоресурсов в удаленных поселках регионов, лишенных централизованного электроснабжения, требует больших расходов бюджета на субсидирование энерготарифов для населения и тяжелым бременем ложится на бизнес. Это один из сдерживающих факторов развития Дальнего Востока, который призваны устранить современные технологии.

Cамой «продвинутой» территорией в плане развития возобновляемых источников энергии (ВИЭ) выступает Республика Саха (Якутия), для которой это направление является первоочередным. До конца года в республике количество объектов на альтернативных источниках достигнет тринадцати, а к 2020 году, как ожидается, их число возрастет до 80-ти.

Правительство Якутии совместно с предприятиями электроэнергетики разработало Проектную программу оптимизации локальной энергии (ПОЛЭ) республики на период до 2018 года, предусматривающую установку в децентрализованной зоне 64 единиц солнечных электростанций с суммарной проектной мощностью 12 070 кВт и установку 17 единиц сезонных микро- и мини-ГЭС с суммарной проектной мощностью 3450 кВт. В настоящее время правительство совместно с федеральными органами власти занято изысканием источников финансирования мероприятий ПОЛЭ.

Сегодня стоимость строительства одной солнечной станции мощностью 1 МВт составляет 150-160 млн рублей, срок окупаемости - 6-7 лет. Стоимость ветроустановок - более 400 млн рублей.

В этом году экономия от использования солнечных станций в Якутии составила 160 тонн дизельного топлива (11,2 млн рублей в денежном эквиваленте). В следующем году планируется сэкономить более 450 тонн дизельного топлива за счет выхода на полную мощность самой крупной солнечной станции на Дальнем Востоке в селе Батагай (1 МВт). Это позволит экономить до 300 тонн дизельного топлива в год. Кроме того, в 2016 году планируется создать испытательный полигон для японской техники в заполярном поселке Тикси, где в условиях Крайнего Севера будут тестировать три ветроустановки общей мощностью 1 МВт, которые также снизят потребление дизельного топлива.

На данный момент стоимость тонны дизельного топлива равна 70 тыс. рублей. При этом в северных и арктических районах Якутии действуют 125 дизельных станций. В связи с высокой стоимостью дизельного топлива себестоимость электроэнергии в этих районах достигает более 100 рублей за 1 кВт.ч.

 

«Мы все равно полностью не сможем отказаться от дизельных станций, потому что в условиях Севера это основной источник энергии. Но необходимо сокращать объемы потребления дизельного топлива за счет строительства возобновляемых источников энергетики», - говорит министр энергетики и ЖКХ республики Алексей КОЛОДЕЗНИКОВ.

На смену дизельным электростанциям и устаревшим котельным в регионах Дальнего Востока и Сибири должны прийти и мини-ТЭЦ. Это оптимальное решение для территорий децентрализованного энергоснабжения, в которых отсутствует возможность развивать альтернативную энергетику.

В середине 2015 года АО «ДВЭУК», Федеральный центр проектного финансирования (ФЦПФ, группа ВЭБ) и «БиоТЭК» (группа NRGgroup) подписали трехстороннее соглашение о намерениях по реализации инвестиционных проектов в области модернизации электроэнергетической и теплоэнергетической инфраструктуры с применением современных энергосберегающих технологий и оборудования в регионах Дальнего Востока и Сибири.

Инвестиции в проект, предполагающий замену дизельной электрогенерации и устаревших котельных современными высокоэффективными мини-ТЭЦ, оцениваются в 65 млрд рублей на период до 2025 года. На Дальнем Востоке география проектов охватывает Камчатский и Приморский края, а также Якутию.

Финансировать масштабную программу планируется при помощи ФЦПФ, который ведет поиск и привлечение инвесторов. Уже имеются предварительные договоренности с рядом банков.

В ближайшие 2-3 года объем инвестиций может составить до 10 млрд рублей. «В рамках реализации соглашения с августа по ноябрь мы организовали и провели работу по сбору информации о производстве и потреблении электрической и тепловой энергии в населенных пунктах, расположенных в децентрализованных зонах энергоснабжения. В результате выявлены наиболее перспективные площадки для строительства мини-ТЭЦ, прежде всего, на Камчатке, в Магаданской области, в Якутии и в Хабаровском крае и проведены технико-экономические расчеты. Расчетный технический и экономический эффект от реализации отобранных проектов впечатляет, даже с учетом непростой ситуации в экономике страны. В настоящее время обсуждаем с администрациями регионов условия реализации инвестиционных проектов, одновременно ведутся переговоры с частными инвесторами. В первой половине 2016 года планируем определиться со схемой государственно-частного партнерства при строительстве мини-ТЭЦ и начать проектные работы», - говорит замдиректора по инвестициям АО «ДВЭУК» Валентин ЛОХМАНОВ.

При этом не решенным пока остается вопрос о сохранении существующей в регионах «тарифной» субсидии на период окупаемости мини-ТЭЦ. По словам председателя совета директоров АО «ДВЭУК» Александра КАЗАКОВА, это необходимое условие, позволяющее гарантировать возврат инвестиций.

ДВЭУК развивает Колыму и Якутию

В 2015 году АО «ДВЭУК» завершает свой второй электросетевой проект в Магаданской области - строительство ВЛ 220 кВ Оротукан - Палатка - Центральная протяженностью 377 км. Для ввода в эксплуатацию новой линии ПАО «Магаданэнерго» предстоит выполнить комплекс работ по технологическому присоединению объекта к своим сетям (реконструкцию подстанций). Сейчас решается вопрос частичного включения построенной ЛЭП с учетом возможностей существующей инфраструктуры. Полная реализация проекта обеспечит выдачу мощности строящейся Усть-Среднеканской ГЭС в южную часть Магаданской области и г. Магадан, что повысит надежность электроснабжения потребителей Центрального энергоузла. Кроме того, промышленные потребители Яно-Колымской золоторудной провинции получат дополнительную электрическую мощность для разработки перспективных месторождений драгоценных металлов.

В целом с 2012 года АО «ДВЭУК» построило на Колыме около 500 км высоковольтных линий. Благодаря реализации первого электросетевого проекта компании (строительство двухцепной ВЛ 35/110 кВ Центральная - Сокол - Палатка протяженностью 105 км) в регионе были замещены изношенные и морально устаревшие ЛЭП. Это повысило энергобезопасность аэропорта Сокол, Колымского аффинажного завода, а также надежность энергоснабжения г. Магадана, Хасынского и Ольского районов области с общей численностью населения более 100 тыс. человек.

В конце текущего года АО «ДВЭУК» инициировало проектирование еще одной линии электропередачи в Магаданской области - двухцепной ВЛ 220 кВ Усть-Омчуг - Омчак Новая с ПС 220/110/35/6 кВ «Омчак Новая». Проектные работы должны быть выполнены в начале 2016 года. В дальнейшем средства на строительство в виде субсидии из федерального бюджета могут быть выделены недропользователям. Появление этой линии необходимо для снятия сетевых ограничений на выдачу электрической мощности Колымской ГЭС и покрытия прогнозируемого роста нагрузок на месторождениях Тенькинского района - Наталкинском, Декдеканском, Игуменовском, Родионовском, Павлик, Павлик-2, Тарын-2.

В будущем году АО «ДВЭУК» планирует провести расширение собственных электросетевых объектов в Республике Саха (Якутия) по заявкам потребителей «восточного» маршрута (ПАО «Газпром», ОАО «АК «Транснефть», ЗАО «Иреляхнефть»). Речь идет о присоединении в приоритетном порядке новых объектов нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан и газопровода «Сила Сибири». С точки зрения обеспеченности электроэнергетической инфраструктурой на территории Западной Якутии в период 2010-2014 гг. АО «ДВЭУК» завершило строительство более 1800 км линий электропередачи 220 кВ и пяти подстанций трансформаторной мощностью 402 МВА. Введенные в эксплуатацию объекты в 2015 году были отнесены к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС).

Экспорт зовет

Дальний Восток обладает потенциалом усиления экспортной ориентированности электроэнергетического сектора в виде создания свободных энергетических зон, что может обеспечить приток частных инвестиций в отрасль.

«Так называемая свободная энергетическая зона - территория, в которой субъекты-электростанции частично освобождаются от действующих в России правил энергорынка, то есть имеют возможность заключения свободных (нерегулируемых ФАС) двусторонних договоров с зарубежными потребителями. В результате будет сформирован дополнительный поток внебюджетных инвестиций в электроэнергетику региона, в том числе на реализацию важных проектов развития энергоинфраструктуры», - отмечает первый заместитель гендиректора по инвестициям и развитию АО «ДВЭУК» Дмитрий СЕЛЮТИН.

География перспективных свободных энергетических зон предполагает формирование опорных узлов генерации в Забайкалье (на базе проектируемых угольных Олонь-Шибирской и Татауровской ГРЭС, Харанорской ГРЭС-2), в Амурской области (на базе действующих Бурейской и Зейской ГЭС, проектируемой угольной Ерковецкой ГРЭС) и в Приморье (на базе проектируемой угольной Уссурийской ТЭЦ). Основным партнером проекта является Китай, который, с одной стороны, испытывает растущий дефицит в энергоресурсах, с другой - имеет опыт быстрого создания соответствующей энерготранспортной инфраструктуры.

Подобный проект уже реализован на Дальнем Востоке. Долгосрочный контракт на поставку 100 млрд киловатт-часов электроэнергии в Китай сроком до 2036 года заключен впервые за всю историю российско-китайского сотрудничества в области электроэнергетики, а линия электропередачи напряжением 500 киловольт Амурская - Хэйхэ стала первой линией сверхвысокого класса напряжения, соединившей Россию и Китай.

Группа «РусГидро» планирует активное развитие экспорта электроэнергии в Северную Корею и не исключает строительства там своих ТЭС. Всего РФ обсуждает с КНДР три энергопроекта разного масштаба: энергомост в Расон, энергообеспечение восточного побережья КНДР (в обмен на поставки медной руды) и энергомост Россия - КНДР - Южная Корея. На первом этапе планируются поставки в Расон до 70 МВт, затем увеличение до 350 МВт, а следующим этапом станут поставки до 2-3 ГВт с учетом строительства объектов тепловой генерации. Предполагается, что станции в КНДР будут собственностью «РусГидро». Помимо теплостанций в торговой зоне «Расон» могут быть построены ветропарки.

Подготовкой ТЭО энергомоста в Расон занимается ПАО «ТЭК Мосэнерго». Первый этап предусматривает строительство сетей и возможность поставок электроэнергии в Северную Корею уже в 2016 году. Второй этап включает в себя строительство новых сетей и генерации. Через 10 лет поставки в Северную Корею могут достигнуть 600 МВт.

В проекте энергомоста до города Расона примут участие «РАО ЭС Востока» и электросетевая компания этого города. Не исключается, что с российской стороны за строительство высоковольтных линий возьмется ПАО «ФСК ЕЭС». Переговоры также ведутся с рядом южнокорейских компаний, в том числе с K-Water.

Энергетики уже начали практические работы по проекту. «К настоящему времени совместная рабочая группа «РАО ЭС Востока» и народного комитета г. Расона закончила разработку предТЭО проекта. Более того, российская сторона уже приступила к практическому инвестированию в проект: так, энергетики установили ветроизмерительные комплексы в местах потенциального размещения объектов ветровой генерации на территории КНДР и приступили к сбору метеоданных», - отмечает Минвостокразвития РФ.  

Досье "Дальневосточного капитала":

В Объединенной энергетической системе (ОЭС) Востока функционируют следующие компании:

ПАО «Дальневосточная энергетическая компания» (ДЭК) - гарантирующий поставщик электроэнергии на территории Приморского и Хабаровского краев, Амурской области и Еврейской автономной области. Также имеет статус единого закупщика, покупая и продавая электроэнергию (мощность) в интересах участников оптового рынка неценовой зоны Дальнего Востока. Кроме того, ДЭК принадлежат 100% акций АО «ДГК» и АО «ДРСК», ряд непрофильных дочерних обществ (ремонтные, строительные и другие компании).

АО «Дальневосточная генерирующая компания» - крупнейший производитель тепловой и электрической энергии на Дальнем Востоке. Объединяет основные генерирующие мощности южной части Республики Саха (Якутия), Приморского и Хабаровского краев, Амурской области и Еврейской АО. За ДГК также закреплена функция сбыта тепловой энергии конечным потребителям. Дочерних компаний не имеет.

АО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» обеспечивает передачу и распределение электрической энергии по сетям классов напряжения 110 кВ и ниже на территории южного района Республики Саха (Якутия), Приморского и Хабаровского краев, Амурской области и Еврейской АО. Дочерних компаний не имеет.

В структуру холдинга «РАО Энергетические системы Востока» также входят изолированные от ОЭС Востока АО-энерго:

АО «Сахалинэнерго» является основным предприятием, осуществляющим производство и передачу электрической и тепловой энергии в Сахалинской области. «Сахалинэнерго» осуществляет централизованное энергоснабжение 17 из 21 административного образования Сахалинской области (все, кроме Курильского, Южно-Курильского, Северо-Курильского и Охинского городских округов), а также теплоснабжение г. Южно-Сахалинска и п. Востока.

ПАО «Магаданэнерго» занимается выработкой электро- и теплоэнергии, ее передачей и сбытом конечным потребителям, ведет ремонтные и наладочные работы на энергообъектах. «Магаданэнерго» снабжает электроэнергией потребителей Магаданской области, Чукотского автономного округа, частично - Оймяконского и Нижнеколымского улусов Республики Саха (Якутия), обеспечивает теплом города Магадан, Анадырь, Певек, поселки Мяунджа, Эгвекинот. ПАО «Магаданэнерго» принадлежит 100% акций ОАО «Чукотэнерго» (АО-энерго, функционирующее в трех изолированных энергорайонах ЧАО), а также ОАО «Магаданэнергоремонт», ОАО «Магаданэлектросетьремонт», ОАО «Магаданэнергоналадка».

ПАО «Камчатскэнерго» действует на территории Камчатского края, где является основным поставщиком электрической мощности и сетевым оператором. «Камчатскэнерго» принадлежит 100% акций АО «Южные электрические сети Камчатки», которое ведет производственно-хозяйственную деятельность как самостоятельный субъект рынка и является единственным поставщиком на рынке производства и продажи электроэнергии в границах обслуживаемых населенных пунктов.

ПАО «Якутскэнерго» осуществляет энергоснабжение на территории Республики Саха (Якутия), занимая, таким образом, одно из первых мест по площади обслуживания (территория республики составляет 1/5 часть России). Энергосистема обладает самым большим в стране количеством дизельных электростанций - в «Якутскэнерго» их 168, 125 из которых объединены в дочернюю компанию ОАО «Сахаэнерго».

Помимо компаний холдинга «РАО ЭС Востока» на территории ДФО также функционирует ПАО «РусГидро», которое владеет гидростанциями в Амурской и Магаданской областях, а также геотермальными энергоисточниками в Камчатском крае. В числе крупных производителей электроэнергии на территории региона также функционирует Билибинская АЭС ОАО «Концерн Росэнергоатом» мощностью 48 МВт.

Среди других компаний, присутствующих на территории региона и взаимодействующих с «РАО ЭС Востока», но не являющихся его прямыми конкурентами в сфере производства, сбыта и передачи электроэнергии, выделяются ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ДВЭУК» и АО «Восточная энергетическая компания».

Кроме того, на территории ДФО существует несколько территорий, технологически не связанных с Единой энергетической системой России и технологически изолированными территориальными электроэнергетическими системами, а также действуют небольшие предприятия энергетики, находящиеся как в частной, так и в государственной либо муниципальной собственности: котельные, электростанции, предприятия электрических и тепловых сетей.

МНЕНИЕ

Дмитрий СЕЛЮТИН, первый заместитель генерального директора по инвестициям и развитию АО «ДВЭУК»:

Тариф общенациональных компаний должен включать инвестиционную составляющую

- В целом по насыщенности сетями и общим состоянием электроэнергетической инфраструктуры Дальний Восток находится позади всей России. Дальневосточники в этом совершенно не виноваты - так сложилось из-за малонаселенности, удаленности и тяжелого климата этой территории. Поэтому строить нужно, и строить нужно много. На сегодняшний день совершенно очевидно, что Российская Федерация со своим бюджетом в среднесрочной перспективе участвовать в развитии сетевого хозяйства на Дальнем Востоке не сможет.

Следовательно, тариф общенациональных компаний - ПАО «ФСК», ПАО «РусГидро» - должен включать инвестиционную составляющую, ориентированную на дальневосточные проекты. Это RAB-регулирование, это долгие тарифы, тарифы на несколько лет, общенациональные тарифы со включением туда средств, которые данные операционные компании могли бы направлять на развитие электроэнергетики Дальнего Востока. К слову, так называемый принцип RAB-регулирования широко используется в ценовых зонах. Это вещь понятная для энергетиков и, что важно, для потребителей.

Второй эффективный механизм в развитии электроэнергетики - это внедрение принципа take-or-pay («бери или плати»). На том же Восточном экономическом форуме со стороны энергетиков, по-моему, прозвучал главный вопрос: где найти те механизмы, которые обеспечивали бы гарантированное и эффективное развитие электроэнергетики на основании заявок потребителей, которые подкреплялись бы не просто обещаниями и инвестиционными намерениями, а жесткой материальной ответственностью?

Возьмем сеть мини-ТЭЦ на острове Русском во Владивостоке - это достаточно яркий пример того, что может произойти с дальневосточной энергетикой. Наша компания построила здесь современную и высокотехнологичную энергетическую инфраструктуру в соответствии с заявками потребителей. В результате сейчас объекты энергоинфраструктуры используются немногим более чем на 30%. И, следовательно, энергетика острова помимо тепла и электроэнергии генерирует большие убытки. То есть в настоящее время потребитель не несет ответственности за тот объем заявки, который он дает энергетикам. Подобная ситуация происходит, например, на Колыме со стороны недропользователей.

Поэтому если ты заявил, что тебе нужна мощность, и если под тебя эту мощность построили, а ты ее не выбираешь, неважно по каким причинам - у тебя не подтвердились запасы, у тебя что-то не сложилось на рынке, - то ты оплачиваешь свою заявку, ты платишь за заявленную мощность. В этом случае энергетики имеют гарантии того, что эти новые мощности, новые сетевые объекты хотя бы в дисконтированном периоде окупаемы.

МНЕНИЕ

Алексей КАПЛУН, заместитель гендиректора ПАО «РАО ЭС Востока» по стратегии и инвестициям:

Мы исходим из экономической целесообразности

- «РАО ЭС Востока» не развивает возобновляемую энергетику ради возобновляемой энергетики. Заявив о том, что хотим построить 120 МВт, мы не пытаемся кого-то впечатлить. В своем стремлении реализовывать проекты ВИЭ на территории Дальнего Востока мы исходим в первую очередь из экономической целесообразности.

Помимо зон централизованного энергоснабжения «РАО ЭС Востока» работает в сотнях изолированных населенных пунктов, добраться до которых весьма непросто. Энергоснабжение здесь происходит за счет дизельных электростанций - себестоимость такой энергии может достигать 100 рублей за 1 кВт.ч. Причем топливо в структуре этой себестоимости составляет до 70%, ведь доставить его до места назначения - значит потратить огромное количество времени и, следовательно, денег на логистику. В таких условиях любые меры, которые позволяют сокращать расход топлива, продиктованы эффективностью процесса производства электрической энергии. Если мы устанавливаем в дополнение к дизельной станции объект возобновляемой энергетики, который замещает часть выработки ДЭС, то появляется реальная возможность снижения энерготарифа после возврата произведенных инвестиций.

Программа развития ВИЭ разрабатывалась около года совместно с Международной финансовой корпорацией (IFC), которая оказывала содействие в определении потенциала возобновляемых источников энергии в ДФО, подключила международных экспертов и предоставила лучшие практики. Оценив экономическую эффективность и ресурсный потенциал развития различных направлений возобновляемой энергетики, в том числе энергии биомассы, утилизации ТБО, сточных вод и др., наши специалисты пришли к выводу, что наиболее оправданными с точки зрения географических, инфраструктурных и экономических показателей на Дальнем Востоке станут солнечная и ветряная генерация. Мы разработали специальную геоинформационную систему, которая играет важную роль в поиске площадок расположения объектов и оценке потенциала ВИЭ. Все это - шаги на пути решения главной задачи - повышения энергоэффективности наших станций - и один из возможных механизмов, способствующих ее решению, - реализация нашей программы.

Олег Клименко.  Журнал "Дальневосточный капитал", декабрь, 2015 год.