Электроэнергетика: проблемы и решения**

Для успешного развития электроэнергетической отрасли нужно использовать свои собственные интеллектуальные, технические и финансовые ресурсы

Электроэнергетика: проблемы и решения**

Спад энергопотребления в Казахстане из-за мирового кризиса не означает решения проблем в энергетике. Недозагрузка энергосистемы имеет отрицательное влияние на экономическую деятельность субъектов энергорынка, на их возможность в полной мере производить восстановление оборудования при его и так критическом износе. Необходимо вплотную заняться реализацией мер, направленных на нормальное функционирование электроэнергетики республики на годы вперед. Речь идет о возведении новых и модернизации существующих теплоэлектростанций (ТЭС), об энергосбережении.

Энергосбережение

Казахстанская экономика по энергоемкости в три-четыре раза превышает энергоемкость развитых стран. Поэтому постановлением кабмина Казахстана планируется к 2024 году снизить энергоемкость ВВП более чем в три раза и повысить эффективность использования ресурсов почти в два раза.

Однако обольщаться поставленными перед нашей экономикой задачами не стоит. На 30–40% показатель энергоемкости предопределяется нашим суровым климатом и подавляющей долей сырьевых производств в энергоемкости, низким уровнем технологий и техники, изношенными основными фондами и практически отсутствием предприятий с высокой добавленной стоимостью.

Развитие энергосберегающих технологий сдерживают низкие тарифы на электроэнергию. Их уровень не позволяет в полной мере осуществить энергосбережение путем применения ряда западных технологий.

Что же делать? Практическими первоочередными мероприятиями по энергосбережению должны быть так называемые малозатратные методы, осуществляемые за счет улучшения учета, организации функционирования мероприятий, внедрения системы материального стимулирования, тарифного регулирования и, наконец, введения элементарного порядка в использовании энергоресурсов. Указанные мероприятия вместе с оптимизацией и доведением энергопотребляющего оборудования до нормативной работы на предприятиях и в ЖКХ, по-видимому, позволят снизить энергоемкость в лучшем случае на 25–30%, что может быть существенным сдвигом в энергосбережении. Отметим, что в последние 20 лет в развитых странах на 1% прироста ВВП приходилось в среднем 0,4% прироста потребления энергоносителей. В результате энергоемкость ВВП в среднем по миру уменьшилась за этот период на 19, а в развитых странах – на 21–27%, т.е. в среднем по 2,1–2,7% в год.

Более же глубокое снижение энергоемкости будет определяться темпами структурной перестройки и модернизации промышленности. В настоящее время вводятся в основном энергоемкие предприятия: производство алюминия, металлургического кремния, цементные печи и т.д. Следовательно, снижение энергоемкости ВВП в три раза – явно невыполнимая задача. Тем не менее активную работу по энергосбережению нужно было проводить уже давно.

Одновременно необходимо осуществить тщательный всесторонний анализ эффективности добычи, транспортировки, переработки и потребления предприятиями и населением энергоресурсов (по всем цепочкам) с последующим мониторингом основных данных с использованием республиканской информационно-аналитической электронной базы мониторинга энергосбережения. Она избавит от огромной рутинной бумажной работы, даст возможность оперативно получать многообразную информацию, определять важнейшие направления по энергосбережению на предстоящие годы.

Модернизация электростанций

Основой модернизации является использование форсированных режимов, не противоречащих исходным конструкторским разработкам, применение новых технологических решений.

Технические возможности и опыт эксплуатации практически всех марок барабанных котлов, используемых на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ, станция, поставляющая и электроэнергию, и тепло. – «ЭК»), показывает, что их производительность может быть повышена на 20–30% при незначительных инвестициях по реконструкции. Дополнительный пар от котлов может быть направлен на выработку электроэнергии новыми турбогенераторами, устанавливаемыми вне основного корпуса ТЭЦ, либо на теплообменные агрегаты для теплоснабжения населения и промышленности.

В период возведения станций тип установленных турбогенераторов определялся потребностями в производственном и теплофикационных отборах. При уменьшении отборов мощность турбогенератора падает. В настоящее время запросы потребителей существенно изменились – к примеру, резко упали производственные отборы для технологических нужд предприятий. Отметим также, что отопительные отборы имеют неполную загрузку в весенне-осенний период, летом она может полностью отсутствовать. Поэтому установка турбин «мятого» (уже отработавшего. – «ЭК») пара позволяет полностью загрузить имеющиеся турбины, обеспечивая их работу на наиболее экономичном расчетном режиме. Тем самым электрическая мощность ТЭЦ может быть увеличена на 20–40% за счет установки новых и более полной загрузки старых турбоагрегатов.

Таким образом, при модернизации ТЭЦ приведенными методами ее мощность можно увеличить на 30–50%, снизить ограничения и увеличить производительность. При этом удельная стоимость возведения добавленной мощности составляет 200–300 долларов/кВт, а с учетом расширенного капремонта и замены части оборудования (для существенного продления ресурса работы станции) затраты составят 400–600 долларов/кВт, что в 2,5–4 раза дешевле, чем возведение нового энергоисточника.

Возведение новых ТЭС

Но все же без строительства новых мощностей не обойтись. При таких же темпах роста электропотребления, как в предкризисный период, потребности республики по вводу мощностей для покрытия спроса составят 500–600 МВт/год.

В настоящее время на стадиях рассмотрения находятся вопросы строительства Балхашской ТЭС и Акмолинской ТЭЦ-3. И если по первой станции известны инвесторы, предварительная стоимость и сроки возведения, то по АТЭЦ-3 лишь презентовано ТЭО. Согласно ему, стоимость строительства ТЭЦ-3 мощностью 240 МВт составляла в 2005 году 56,1 млрд тенге, на декабрь 2008-го – 83 млрд, на настоящее время стоимость строительства, скорректированная «КазНИИЭнергопромом», – 148 млрд тенге. Переоценка стоимости АТЭЦ, проведенная в 2008 году, по-видимому, связана со взлетом в предыдущие годы рыночных цен, и в первую очередь на металлы. Как известно, в стоимости станции до 50% составляет металлопродукция. Дальнейшая же переоценка ТЭЦ-3, проведенная в 2009 году в сторону практически двукратного повышения, даже с учетом девальвации тенге, явно некорректна, так как с октября 2008-го по настоящее время стоимость металлов в связи с кризисом упала в 1,7–2 раза.

Для сравнения: стоимость строительства намечаемых к возведению в России Уссурийской ТЭЦ (электрической и паровой мощностью 370 МВт, 560 Гкал/ч) и Копейской ТЭЦ (Челябинская область, мощностью 120 МВт) составляет 1880 и 1600–2100 долларов/кВт соответственно.

Таким образом, предлагаемая стоимость строительства ТЭЦ-3 в размере 4100 долларов за кВт завышена более чем в два раза.

Учитывая то, что стоимость строительства и эффективность работы станции определяется комплексом решений (применяемые технологические схемы, виды и цена закупаемого оборудования, стоимость сервисных услуг и т.п.), представляется, что заключение по ТЭО и смете должно быть дано независимой экспертной комиссией из привлеченных зарубежных специалистов – ученых-энергетиков, ведущих проектировщиков и т.д.

Учитывая советский опыт строительства станций, которые отличают широкая ремонтопригодность, большой запас прочности, свидетельством чего является долгосрочная (40–60 лет) эксплуатация ряда станций республики, сегодня к инвесторам необходимо предъявлять ряд требований. Это обеспечение надежности, ремонтопригодности (желательно по месту и в больших объемах, возможность проведения части сервисных услуг местным персоналом), высокие технико-экономические параметры, оптимальные затраты на возведение 1МВт мощности. В свете современных ужесточающихся экологических требований необходимо обратить внимание не только на улавливание золы, но и на подавление или улавливание окислов серы, азота, возгонов металлов. В комплексе со строительством станций требуется решать вопрос по использованию золошлаковых отходов – получение стройматериалов, возможность извлечения глинозема и т.д. К примеру, в ведущих зарубежных странах использование золы составляет 80–100%.

Источники финансирования

Как правило, после возведения инвестором новой станции отпускная цена электроэнергии будет в два-три и более раза выше, чем существующие в настоящее время тарифы.

Высокие тарифы объясняются необходимостью возврата вложенных средств, включая проценты по банковским кредитам и маржу инвестора. В конечном итоге общая стоимость станции будет превышать чистые затраты на возведение ТЭС, как минимум, в 1,5–2 раза. При этом разницу между отпускными тарифами и рыночными ценами будет вынуждено компенсировать государство из бюджета республики или Нацфонда. Иначе произойдет ломка существующего рынка, часть потребителей будет вынуждена покупать очень дорогую электроэнергию или остальные источники поднимут цену своей электроэнергии. Примером может служить Жамбылская ГРЭС, работающая на мазуте, длительное время дотируемая государством из-за высокой себестоимости вырабатываемой ею электроэнергии.

В 2007 году официальные лица Казахстана сообщали, что Казахстан планирует до 2015 года привлечь около 21 млрд долларов инвестиций на развитие электроэнергетики, т.е. с учетом вышеуказанного из республики будут дополнительно вымываться миллиарды долларов из кармана отечественных потребителей электроэнергии или из бюджета республики.

Снижение кредитного рейтинга республики, ограниченность бюджета требуют изыскания внутренних постоянных средств для развития электроэнергетической отрасли. Источники инвестиций во многом зависят от схемы управления электроэнергетикой. В мире есть четыре модели такого рода.

В первой модели одна компания в государстве имеет монополию на производство электроэнергии и на её доставку по передающим сетям к распределительным компаниям и (или) конечным потребителям.

Во второй модели один покупатель производит закуп электроэнергии у конкурирующих компаний и производит продажу электроэнергии распределительным компаниям и (или) конечным потребителям.

Третья и четвертая модели наиболее либерализованы и представляют собой конкуренцию на оптовом и розничном рынке электроэнергии и отличаются между собой степенью либерализации.

Приватизация и дерегулирование электроэнергетики проводятся в зарубежных странах в основном с начала 90-х годов, но не получили значимого развития. Так, в США реформирование электроэнергетики по третьей и четвертой моделям внедряется до сих пор и принято не во всех штатах. В России процесс дерегулирования обсуждался длительное время, и только в последние два-три года он сдвинулся с места, но выявил существенные отрицательные факты – резкий рост тарифов и существенно меньший объем ожидавшихся инвестиций.

Реформирование электроэнергетики Казахстана по третьей-четвертой моделям также не создало стимулов к введению новых мощностей. Более того, износ энергооборудования достиг критических значений, надежность энергоснабжения резко упала. В связи с этим представляется целесообразным введение разновидности второй модели путем создания закупочно-распределяющего государственного органа с монопольным правом закупки электроэнергии у производителей и распределения ее потребителям по ценам с надбавкой, с сохранением юридического статуса существующих электроэнергетических субъектов. Такие полномочия дадут компании возможность варьировать тарифы в целях энергосбережения, регулировать их уровень для социально уязвимых слоев населения и, самое главное, аккумулировать средства для развития энергосистемы республики.

Возможен и другой вариант – государственный орган осуществляет только сбор надбавки с оптовой цены электроэнергии, отпускаемой с энергоисточников, без вмешательства в деятельность рынка.

В обоих вариантах за надежность поставки электроэнергии энергообъектами должны отвечать их владельцы, а формирование средств и организацию развития энергосистемы Казахстана государство должно возложить на себя.

Существующие технологии и параметры электростанций Казахстана сопоставимы с зарубежными, тогда как отпускные тарифы электроэнергии со станций гораздо ниже. Это объясняется в том числе и использованием дешевого угля, добываемого открытым способом. Стоимость топлива в отпускном тарифе электроэнергии угольных электростанций (80% всей вырабатываемой электроэнергии) находится в диапазоне 0,5–1,2 цента/кВт.ч. На угольных электростанциях ФРГ стоимость топлива в тарифе 3–4 цента /кВт.ч. Следовательно, розничная надбавка на электроэнергию в Казахстане возможна в размере до 2–2,5 цента за кВт.ч, без существенного ухудшения инвестиционного климата в республике.

Так, надбавка в размере 2 цента (3 тенге) на 1 кВт.ч при объеме 50 млрд кВт.ч электроэнергии (65 млрд кВт.ч – общая республиканская выработка, не считая 15 млрд кВт.ч, отпускаемых населению без надбавки) позволит получить инвестиционный капитал в размере одного миллиарда долларов в год. Эти средства достаточны для финансирования строительства не только АТЭЦ-3 и Балхашской ТЭС, но и для того, чтобы направлять около 200–300 млн долларов в год в электросетевое хозяйство республики.

Отметим, что в России также предусматривается введение подобной надбавки (для поддержки рынка альтернативной энергетики). По подсчетам сайта AEnergy.ru, спецнадбавка в размере 150% позволит россиянам за 10 лет получить дополнительно около 3 трлн рублей.

Организационные меры

Представляется целесообразным создать компанию по проектированию, строительству, эксплуатации и ремонту электроэнергетических объектов республики. Правительство РК, разрабатывая стратегические планы развития, формируя заказ, определяет величину надбавки исходя из необходимых инвестиций, а орган, собирающий надбавки, финансирует компанию. Взамен орган, получая акции компании, распределяет их между потребителями электроэнергии в зависимости от объема потребления и величины надбавки (например, за 1000 кВт.ч потребленной энергии при надбавке в 3 тенге/кВт.ч номинальная стоимость акции будет составлять 3000 тенге). Потребители могут капитализировать акциями свои активы либо реализовать их на рынке, компенсируя возросшую себестоимость продукции из-за надбавки.

Надбавка к тарифу новых станций после их пуска остается у компании. Вводимые станции будут более экономичными, а с учетом надбавки рентабельность инвестированного капитала и, следовательно, доходность акций компании может достигать 8–10% в год (при удельной стоимости мощности 1500 долларов/кВт и надбавке в 3 тенге на 1 кВт.ч).

Мировой опыт показывает, что в инфраструктурных отраслях, затрагивающих общенациональные интересы, существенную роль имеет государственно-частное партнерство. Государство определяет основные направления вложения инвестиций, инструментами налоговой, денежно-кредитной, тарифной политики, бюджетными средствами обеспечивает их эффективность. В связи с чем государство тоже должно входить в компанию с определенными средствами. Тем самым государство может увеличить доходность акций компании и быть ее гарантом.

Компания, проводя научные изыскания, проектируя, возводя объекты, заказывая основное высокотехнологическое энергетическое оборудование за рубежом и размещая остальные заказы на существующих и создаваемых предприятиях Казахстана, сокращая вымывание капитала из республики, формируя отечественный отряд энергетиков (ученых, инженеров, высококвалифицированных рабочих), практически будет осуществлять реализацию индустриальной политики Республики Казахстан.

**Мнение автора может не совпадать с позицией редакции

Статьи по теме:
Спецвыпуск

Бремя управлять деньгами

Замедление экономики разводит все дальше банки и реальный сектор

Бизнес и финансы

Номер с дворецким

Карта столичных гостиниц пополнилась новым объектом

Тема недели

От чуда на Хангане — к чуду на Ишиме

Как корейский опыт повышения производительности может пригодиться Казахстану?

Тема недели

Доктор Производительность

Рост производительности труда — главная цель, вокруг которой можно было бы построить программу роста национальной экономики