Крупнейшая в современной истории российской гидроэнергетики - Богучанская ГЭС запущена в промышленную эксплуатацию осенью текущего года. Однако эксперты отмечают, что имеющуюся в Сибири проблему дефицита мощности даже такая крупная гидростанция не решит. Старение мощностей и крупные инвестиционные проекты, реализуемые на востоке страны, требуют куда больше усилий и средств, чем запуск одной, пусть и масштабной, ГЭС. Потенциал развития энергетического комплекса они видят в снятии государственных ограничений с отрасли и в освоении азиатского рынка.
Как планирует руководство “РусГидро”, на полную мощность в 3 тыс. МВт с пуском всех девяти агрегатов Богучанская ГЭС (БоГЭС) должна выйти в 2013 году. Пока в режиме промышленной эксплуатации работают три турбины. До конца года предполагается подготовить к вводу в работу еще три гидроагрегата. Их поэтапный пуск в промышленную эксплуатацию будет осуществлен в декабре 2012 – марте 2013 года. Оставшиеся должны быть смонтированы и подготовлены к работе в течение следующего года, все будет зависеть от сроков наполнения водохранилища до проектной отметки 208 м. По информации “РусГидро”, с 1 декабря 2012 года новая ангарская ГЭС начала поставки электроэнергии на оптовый рынок. Прогноз выработки на 2013 год составляет 10,6 млрд кВт•ч, при среднемноголетней проектной выработке – 17,6 млрд кВт•ч. Напомним, достройка БоГЭС возобновлена в 2006 году компаниями ОАО “РусГидро” и ОК “Русал” после заключения соглашения о совместной реализации проекта по созданию Богучанского энергометаллургического объединения (БЭМО) в составе БоГЭС и алюминиевого завода производительностью 600 тыс. т металла в год.
Отраслевые эксперты отмечают, что запуск БоГЭС принципиально не отразится на существующем энергетическом балансе региона. По информации “РусГидро”, генерация новой станции в среднесрочной перспективе сопоставима с прогнозируемым ростом потребления в Сибири. Предполагается ввод Богучанского и Тайшетского алюминиевых заводов и ряда других крупных потребителей. О своем интересе к прямым поставкам электроэнергии с Богучанской ГЭС заявляли крупные промышленные группы, планирующие строительство производственных мощностей на территории Сибири. Помимо производителей алюминия это золоторудные ГОКи и Богучанский ЛПК. “Максимально возможный объем поставки мощности БоГЭС конкретным потребителям может составить от 0,5 тыс. до 1 тыс. МВт. Предусмотрен специальный механизм по хеджированию рисков невостребованности электроэнергии БоГЭС, в том числе и связанных с переносом запуска Богучанского алюминиевого завода. Для этого компанией подписаны предварительные соглашения с ОАО “ЭСК РусГидро” и ЗАО “МАРЭМ+” о поставках всего объема выработки станции в долях 50 на 50”, – рассказали в пресс-службе “РусГидро”.
Энергетики не прогнозируют серьезных ценовых колебаний на рынке с вводом станции. В “РусГидро”, в свою очередь, подчеркивоют, что запуск БоГЭС только вытеснит с рынка вынужденную генерацию тепловых станций, стоимость электроэнергии которой не учитывается при формировании цены на РСВ (рынок на сутки вперед). Нивелирует ситуацию и отмечающийся в последние годы рост цен на уголь. Поэтому в компании уверены, что снижения цен на электроэнергию на рынке ждать также не стоит.
Между тем, по информации регулятора рынка, несмотря на значительные генерирующие мощности, в Сибири сохраняется устойчивый дефицит электрической энергии. По данным СО ЕЭС, месячные значения дефицита электроэнергии варьируются от 200 млн кВт•ч в летний период до 1,2 млрд кВт•ч зимой и определяются режимами работы электрических станций и потреблением ОЭС Сибири. Столь значительный рост дефицита зимой специалисты объясняют необходимостью производства ремонтных работ на генерирующем и электросетевом оборудовании, аварийностью, наличием топлива и рядом других сопутствующих факторов. “Если рассматривать отдельные территории, то энергодефицитными являются прежде всего энергосистемы, входящие в западную часть ОЭС Сибири. Красноярская и Иркутская энергосистемы являются избыточными, но имеющийся на их территории резерв мощности не всегда можно передать по электрическим сетям из-за их ограниченной пропускной способности”, – отмечает директор филиала ОАО СО ЕЭС — Красноярское РДУ Владимир Смирнов. Наиболее энергодефицитными регионами Сибири являются Алтайский край, республики Алтай, Бурятия и Тува, им не хватает собственных источников генерации.
По данным СО ЕЭС, основные резервы мощности СФО традиционно сосредоточены в восточной части объединения – на ГЭС Ангарского каскада. Однако, как отмечает регулятор рынка, их использование ограничено пропускной способностью транзита ВЛ 500 кВ в сечении электрической сети Братск – Красноярск, а также лимитами расхода воды в нижнем бьефе Усть-Илимской ГЭС, связанными с графиком заполнения водохранилища БоГЭС. “Поэтому в предстоящий осенне-зимний период возрастает роль резерва мощностей, размещенных на тепловых электростанциях западной части энергообъединения”, – сообщил господин Смирнов.
До сих пор на энергосистеме Сибири сказываются и последствия аварии на Саяно-Шушенской ГЭС. Господин Смирнов подчеркнул, что в 2012 году в условиях восстановления и строительства пяти гидрогенераторов СШГЭС средний ежемесячный дефицит электроэнергии ОЭС Сибири составил 680,4 млн кВт•ч, что соответствует среднему часовому значению дефицита 900 МВт. “РусГидро” планирует вывести СШГЭС на доаварийную мощность в 2014 году. Сейчас на станции работает пять гидроагрегатов. Из них три – это новое оборудование, пущенное в работу в период с декабря 2011 года по июль 2012 года. Как пояснили в пресс-службе компании, в выработке электроэнергии также участвуют два гидроагрегата, которые меньше прочих пострадали в аварии и были пущены в работу после восстановительного ремонта в 2010 году. В дальнейшем их предполагается вывести из работы и заменить на новые. Инвестпрограмма станции предусматривает ежегодный ввод в работу по три новых гидроагрегата. Статистика энергокомпании показывает, что в 2011 году СШГЭС выработала более 18 млрд кВт•ч электроэнергии и почти достигла доаварийного уровня использования мощностей. Тогда годовая выработка составляла 20-22 млрд кВт•ч.
По оценкам экспертов, сегодня в Сибири фактически сложился паритет тепловой и гидрогенерации. По данным СО ЕЭС установленная мощность электростанций Сибири имеет структуру, в которой 52% приходится на долю тепловой генерации и 48% на долю ГЭС. Но это лишь номинальные показатели. “Электростанции, даже при отсутствии оборудования в ремонте, практически не работают с нагрузкой, соответствующей их установленной мощности, из-за различных сезонных, режимных, ресурсных и других ограничений. Реально доступной является только так называемая располагаемая мощность. Так вот, для сибирских ГЭС, установленная мощность которых составляет 23,27 тыс. МВт, ее величина с учетом гидрологических ограничений составляет всего 10,5 тыс. МВт. Для тепловых станций относительная величина ограничений меньше и располагаемая мощность составляет 20,1 тыс. МВт”, – рассказал Владимир Смирнов. Таким образом, доля фактического участия тепловых станций в энергобалансе составляет 65%, ГЭС – 35%. При этом тепловые электростанции работают, как правило, в базовом режиме, а ГЭС помимо несения базовой мощности осуществляют регулирование суточной неравномерности нагрузок всей энергосистемы.
Между тем в последнее время в сибирской генерации наметился крен в сторону проектов гидроэнергетики, обеспечивающих производство более дешевой электрической энергии. Так, ввод только одной БоГЭС обеспечит прирост мощности 3 тыс. МВт, что существенно превышает показатели строящихся тепловых энергоблоков. В то же время за последние два года в Сибири введено в эксплуатацию новое теплоэнергетическое оборудование, обеспечившее прирост мощности около 1,6 тыс. МВт.
Генеральный директор ОАО “Э.ОН Россия” Максим Широков полагает, что наметившийся крен в сторону гидроэнергетики не совсем оправдан. “Если учесть неравномерное распределение гидроресурсов и климатические факторы, относительную дороговизну строительства мощностей ГЭС по сравнению с тепловыми станциями, то наращивать долю ГЭС в балансе необходимости нет. Существуют риски маловодных лет, которые повторяются с завидной регулярностью. В каждом конкретном случае необходимо выбирать тот вариант для потребителей, который наиболее привлекателен с точки зрения цены и надежности”, – убежден господин Широков.
Генеральный директор “Сибирской генерирующей компании” Сергей Мироносецкий, в свою очередь, считает, что сегодня назрела необходимость создавать условия для развития тепловой генерации и в первую очередь — когенерации. “В отличие от традиционных электростанций станции, работающие в режиме комбинированной выработки, не выбрасывают тепло, которое образуется при их работе, в атмосферу, а используют его для подогрева воды. Это не только улучшает экологические показатели и эффективность производства, но и позволяет сократить расходы на топливо”, - пояснил господин Мироносецкий. По его словам, для производства одного и того же количества тепла и энергии на ТЭЦ, работающей в комбинированном режиме, необходимо угля на четверть меньше, чем для производства этого же объема тепла и энергии отдельно на котельной и ГРЭС.
Но если об оптимальном балансе генераций участники рынка продолжают спорить, то необходимость модернизации возрастной российской энергетики сомнений не вызывает ни у кого. “Решение вопроса старения мощностей – одна из самых острых задач, стоящих перед отраслевыми игроками. В рамках разработанной программы “РусГидро” на станциях компании планируется заменить до 50% общего парка турбин, 40% генераторов и 60% трансформаторов. Кроме того, запланирована замена вспомогательного оборудования и оборудования вторичной коммутации, высоковольтных выключателей”, – рассказали в пресс-службе компании. Схожие масштабные инвестпрограммы есть у тепловых генераторов, работающих в Сибири, имеющих на своем балансе объекты, оборудование которых произведено еще в первой половине XX века и давно не отвечает современным параметрам эффективности и безопасности.
Однако темпы модернизации сдерживает неразвитость и зарегулированность российского рынка электрической энергии, убеждены эксперты. “При установлении тарифов главным ориентиром для государства всегда было сдерживание роста конечных цен для потребителей, в результате чего отрасль долгие годы была недофинансирована, что привело к значительному износу основных фондов. В части установления тарифов не изменилась ситуация и сейчас, что наиболее ярко видим в тепле. Из-за искажений существующей модели рынка, когда тарифы на тепло настолько низки, что производство тепла является убыточным видом бизнеса, развитие ТЭЦ невыгодно. Если ситуацию не изменить, то в дальнейшем это приведет к “котельнизации” теплоснабжения и, следовательно, росту цен на тепло”, – прогнозирует Сергей Мироносецкий. По словам Максима Широкова, на сегодняшний день в России отсутствует рыночный механизм строительства новых мощностей. “Регуляторные ограничения, высокая доля госкомпаний среди поставщиков электроэнергии на рынке и предоставление преференций этим компаниям (надбавки к ценам АЭС и ГЭС), перекрестное субсидирование между тепловой и электрической энергией, установление предельных цен на мощность при их конкурентном отборе оставляют единственный инструмент окупаемости инвестиций в строительство генерации – это заключение договоров о предоставлении мощности (ДПМ)”, – отмечает господин Широков. Но, как указывают участники рынка, источники и механизмы финансирования модернизации тепловой генерации после завершения программы ДПМ до сих пор не определены. И это делает привлечение новых инвестиционных ресурсов в отрасль проблематичным.
Развитию энергетического комплекса Сибири мешает и ряд нерешенных проблем, которые, по мнению аналитика “Инвесткафе” Андрея Сахарова, практически подрывают инвестиционную привлекательность отрасли и тянут котировки акций энергетических компаний на дно. “Совершенно очевидна необходимость решить имиджевые проблемы, такие как отмена договоров последней мили и перекрестного субсидирования, придание прозрачности механизму тарифообразования, определиться с позицией по RAB-регулированию и структурой сетевого комплекса”, - уверен аналитик. Также, по его оценкам, для развития энергетического сектора государство должно выйти из капитала генераторов и сбытов, как и предусматривала реформа РАО.
Сергей Мироносецкий уверен, что государство может серьезно помочь энергетикам, например, отменив предельные уровни цен и избыточные антимонопольные ограничения, а также ограничения по выводу из эксплуатации старого энергооборудования, ликвидировав “перекрестное субсидирование” не только в сетях, но и между тепловой и электроэнергией.
В случае снятия имеющихся ограничений энергетический комплекс Сибири имеет серьезный потенциал развития, убеждены эксперты. По их оценкам, большинство генерирующих компаний региона сейчас находятся “на дне” своего долгосрочного графика доходности. Как полагает ведущий эксперт УК “Финам Менеджмент” Дмитрий Баранов, основные драйверы роста энергетики заключаются в программе развития Сибири и Дальнего Востока, которая вот уже несколько лет последовательно осуществляется при поддержке государства. “Идет масштабное инфраструктурное строительство, осваиваются крупные сибирские месторождения полезных ископаемых, развивается обрабатывающая промышленность. Всем им требуется электроэнергия, а со временем ее потребуется еще больше. Помимо внутренних потребностей драйверами роста отрасли могут стать и поставки электроэнергии за границу. Азия в перспективе может стать серьезным партнером энергетиков Сибири. О ряде таких проектов уже заявлено”, – указывает Дмитрий Баранов.