Эксперт Эксперт - Эксперт № 45 (2013)
Напомним, что полный теоретический гидроэнергопотенциал крупных и средних рек Дальнего Востока оценивается в 1009 млрд кВт·ч в год. Это ни много ни мало 42,1% всего российского гидроэнергопотенциала. Выработка всех ГЭС России составляет примерно 165 млрд кВт·ч в год (20% энергогенерации страны).
Планы освоения дальневосточного гидроэнергопотенциала в принципе имеются. Можно вспомнить хотя бы стратегию «РусГидро» по созданию системы аккумулирующих гидроузлов в Приамурье, способных помимо регулирования стока в бассейне Амура дать значительные мощности по электроэнергии.
Казалось бы, в тепловом проекте нет никакого смысла ни для «РусГидро», ни для Дальнего Востока вообще.
Зачем же все это потребовалось?
ГЭС не греет
«Вход в тепловой сектор абсолютно логичен и не противоречит стратегическим задачам, которые ставят перед нами акционеры, — рассказывают в “РусГидро”. — Мы уже давно не являемся просто гидрогенерирующей компанией. Мы — многопрофильный холдинг, эксплуатирующий и строящий гидростанции и объекты возобновляемых источников энергии».
Действительно, с 2010 года «РусГидро» наращивает свое присутствие на розничном рынке электроэнергии, где работают ее сбытовые компании. Это Башкирия, Чувашия, Красноярский край, Рязанская область. А в 2011 году государство передало «РусГидро» свой пакет акций «РАО Энергетические системы Востока», управляющего всеми энергетическими компаниями на Дальнем Востоке.
С вхождением в капитал этого дальневосточного энергохолдинга «РусГидро» взяла на себя значительные социальные обязательства, потому что это крайне важно для региона. «Семь из десяти вырабатываемых на Дальнем Востоке киловатт-часов потребляют население, школы, больницы. С учетом того что генерация на Дальнем Востоке значительно изношена, у нас нет выбора, кроме как строить новые мощности взамен выбывающих», — отмечают в компании.
Энергетический комплекс Дальнего Востока отличается крайней степенью изношенности. «РАО ЭС Востока» отмечает, что более 80% генерирующего оборудования электростанций отработало нормативный срок эксплуатации. Сетевое хозяйство также находится в тяжелом состоянии: 61% электрических сетей и 66% тепловых сетей эксплуатируются более 20 лет. При этом уровень их износа превышает 70%, и это потребует их замены в ближайшее время.
Значительных структурных и технологических преобразований в компаниях холдинга не проводилось со времен ЕЭС СССР, и в настоящее время их технологический уровень существенно ниже не только мировых лидеров, но и некоторых российских энергетических компаний: физический и моральный износ активов выше среднеотраслевого по стране на 10–15%».Таким образом, модернизировать энергосистему Дальнего Востока надо, и делать это необходимо в кратчайшие сроки.
Потому новые тепловые станции ориентированы на замену устаревших, которые в обозримом будущем потребуется выводить из эксплуатации. Так, новая ТЭЦ в Советской Гавани позволит вывести Майскую ГРЭС, которая эксплуатируется с 1938 года. Якутская ГРЭС-2 придет на смену старой Якутской ГРЭС (пущена в 1970 году). Вторая очередь Благовещенской ТЭЦ расширит тепловые мощности этого единственного в столице Приморья теплогенератора. Ну а Сахалинская ГРЭС-2 позволит возместить выбывающие мощности старой Сахалинской ГРЭС (функционирует с 1965 года).
Гидроэнергетика, при всех своих преимуществах, таких как дешевизна энергии и экологическая чистота, не решает текущих его проблем. ГЭС строится дольше, а новые мощности нужны Дальнему Востоку как можно скорее. Наконец, есть потребность в тепле, причем оно нужно срочно и в больших объемах. В некоторых местах, таких как город Благовещенск, это уже сейчас становится сдерживающим развитие фактором: подключать новое жилье к системе теплоснабжения попросту нет возможности, Благовещенская ТЭЦ без строительства второй очереди физически не способна увеличить производство тепла.
Избыточный гидропотенциал сосредоточен на юге Дальнего Востока, в Приамурье, а энергия требуется в изолированных энергосистемах — на Сахалине и в центральной Якутии, где использовать энергию Амура затруднительно из-за отсутствия электросетевых связей этих регионов с Объединенной энергосистемой Востока.
Таблица:
Первый этап реализации планов «РусГидро» по строительству новых мощностей на Дальнем Востоке
Уголь для Востока
Другим обстоятельством оказался выбор угля в качестве топлива для большинства станций из реализуемого «РусГидро» дальневосточного теплового проекта. Исключением стала только Якутская ГРЭС-2, но там причина простая: в городе уже есть работающая на газе станция, которая будет замещена новой стройкой, и вся необходимая инфраструктура. Газ может пойти со Средневилюйского месторождения ЯТЭК, в качестве транспортировщика выступит «Сахатранснефтегаз».
Зато новые станции в Благовещенске, Советской Гавани и на Сахалине будут использовать уголь. Только по завершении первого этапа строительства в 2016 году совокупный объем потребления угля ими превысит 1 млн тонн в год.
Разворот в сторону угля необычен. Ведь на протяжении последних двадцати лет доля угля в отечественной энергогенерации последовательно сокращалась, станции переводились на газовое топливо. В отношении того же Дальнего Востока существуют программы газификации. Объясняется тенденция перехода с угля на газ целым рядом факторов. Газ при текущем уровне цен за счет государственного регулирования дешевле, газовые станции традиционно считаются более экологичными и обладающими более высоким КПД.
Однако в данном случае выбор в пользу работы новых станций на угле был сделан, поскольку на угольном топливе работали и старые станции, которые в будущем планируется вывести из эксплуатации. Таким образом, после остановки старых станций для местных угольщиков будет гарантирован сбыт их продукции.
Впрочем, в том, что касается КПД, все оказывается не так уж плохо. По словам руководителя департамента исследований ТЭК Института проблем естественных монополий Александра Григорьева , «современные угольные электростанции обладают достаточно высокими экологическими характеристиками, а их КПД хотя и уступает современным парогазовым ТЭС, тем не менее находится на достаточно высоком уровне: 44–46 процентов у угольных ТЭС на суперсверхкритических параметрах пара против более чем 50 процентов у парогазовых установок».
Не должно быть и больших проблем с экологией. Если старые станции действительно были очень «грязными», то новые имеют улучшенные экологические характеристики. Система сухого золошлакоудаления и электрофильтры позволяют улавливать частицы золы с эффективностью около 99%. Эти вопросы тщательно проработаны с учетом всех требований природоохранного законодательства».
Первая очередь Благовещенской ТЭЦ работает на угле, здесь хорошо развита соответствующая инфраструктура. Уголь поступает с близлежащего Ерковецкого буроугольного месторождения компании «Амурский уголь». Вторая очередь Благовещенской ТЭЦ будет оттуда же получать 329 тыс. тонн условного топлива (1 тонна условного топлива соответствует в среднем 1,3 тонны каменного угля или 2,1 тонны бурого) в год.
На Сахалине тоже есть угольные месторождения. Годовая потребность первой очереди Сахалинской ГРЭС-2 в угле составит к 2016 году 450 тыс. тонн. Топливом для нее станет бурый уголь сахалинских Солнцевского и Горнозаводского месторождений.
До Советской Гавани попросту еще не дотянули газопровод, да и вести его крайне затратно. Поэтому строящаяся там станция будет потреблять уголь — 300 тыс. тонн условного топлива в год. Как рассказали в компании, прорабатывался вариант, что уголь пойдет с Ургальского каменноугольного месторождения: «Это месторождение принадлежит СУЭК, «РАО ЭС Востока» давно и плодотворно с ними работает. Они потенциально могут стать поставщиками угля на новую станцию».
Вместо или вместе
Планируется, что развитие тепловых мощностей на Дальнем Востоке будет продолжено и после завершения первого этапа в 2016 году.
«Этими четырьмя стройками на Дальнем Востоке мы не ограничимся. Существует план, по которому до 2025 года на Дальнем Востоке должно быть введено до четырех гигаватт новых мощностей. В энергетику Дальнего Востока необходимо вложить более 300 миллиардов рублей, это очень серьезные вложения. Поэтому нам и здесь будет чем заняться», — прокомментировали ситуацию в «РусГидро». Приэтом, безусловно, планы развития энергетики должны быть синхронизированы с планами социально-экономического развития региона.
Означает ли это, что на дальневосточной гидропрограмме можно поставить крест? Вовсе нет. Ввиду предельно высокой степени изношенности существующих тепловых мощностей значительная часть новой генерации будет просто замещать вывод старой. Так, на 4 ГВт новых мощностей Дальнему Востоку к 2025 году предстоит вывести из эксплуатации до 3 ГВт старой генерации. «Лишним» останется только около 1 ГВт новых мощностей, которые закладываются под прогноз экономического роста в регионе.
