Проблемы функционирования и развития энергетики Сибири

В годы рыночных преобразований в электроэнергетике Сибири обострились следующие проблемы:

1. Снижение эффективности использования гидроресурсов. На современном этапе эффективность определяется группой факторов, один из которых — уже упомянутое отсутствие сильных электрических связей с Европейской и Дальневосточной частями ЕЭС России.

В многоводные годы, даже при разгрузке тепловых электростанций до технического минимума, избыточная энергия ГЭС полностью не потребляется и сбрасывается через плотины вхолостую. Сибирские ГЭС проектировались с учетом возможности передачи значительных объемов электроэнергии как из Сибири в Европейскую часть, так и в обратном направлении. Для ликвидации непродуктивных потерь энергии ГЭС необходимо ускоренное восстановление транзитов Сибирь-Казахстан-Урал и строительство новой ЛЭП Сибирь-Урал.

Другим фактором, снижающим эффективность работы ОЭС Сибири, является ужесточение ограничений на работу ГЭС со стороны неэнергетических водопользователей и требований водоохраны. Так, в летнее время задаются величины необходимых пропусков воды по условиям навигации, рыбоводства, лесосплава. В зимний период при ледообразовании в низовьях рек необходимо поддерживать стабильный сток реки, исключающий образование ледовых заторов и зимних наводнений. В весенне-летний период должно быть обеспечено безопасное прохождение весеннего паводка.

Ограничения по выдаче мощности по уровням водохранилищ и по режимам работы нижних бьефов существенно уменьшают регулировочные возможности всех сибирских ГЭС и снижают их участие в покрытии зимних нагрузок на 10 млн кВт. Установленная мощность ГЭС в зимний максимум нагрузок используется в среднем лишь на 56%. В то же время за этот период 13,7 млрдкВт*ч электроэнергии потеряно за счет холостых сбросов воды. В многоводные годы в среднем теряется около 2 млрдкВт*ч в год.

Для повышения эффективности использования гидроресурсов в Сибири необходимо:

— пересмотреть состав взаимоотношений между водопользователями и приоритетность удовлетворения их требований с учетом рыночных механизмов управления и многообразия форм собственности;

— создать систему комплексного регулирования стока рек Ангаро-Енисейского бассейна на основе единого нормативно-правового документа;

— провести анализ состояния гидротехнических и защитных сооружений, русел рек и условий судоходства, строений в зонах отчуждения для обоснованного утверждения допустимых уровней и режимов сработки водохранилищ;

— организовать достоверное прогнозирование гидрологических и других, влияющих на работу ГЭС природных явлений. С использованием прогнозной информации формировать планы оптимального использования гидроресурсов.

2. Снижение эффективности управления работой ОЭС в условиях рынка электроэнергии.

Работа федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ), созданного в 1996 году, выявила общие для отрасли проблемы:

— неэффективная загрузка генерирующего оборудования, проявившаяся в росте удельных расходов топлива;

— искусственное выравнивание цен на электроэнергию в разных энергозонах, ведущее к перекрестному территориальному субсидированию и завышению тарифов в Сибири;

— несовершенство методики назначения размера абонентной платы и закрытость информации о ее расходовании, порождающие разногласия между участниками рынка и повышение уровня тарифов конечным потребителям;

— низкая рентабельность большинства предприятий электроэнергетики, снижающая материальную обеспеченность технологических процессов, сдерживающая модернизацию производственных мощностей и их расширенное воспроизводство.

Кроме этих, общих для ЕЭС России проблем в пределах ОЭС Сибири проявились характерные для этой энергозоны недостатки оптового рынка. Среди них:

— неоптимальное регулирование водных ресурсов водохранилищ ГЭС;

— дискриминация участия в оптовом рынке независимого от РАО «ЕЭС России» поставщика электроэнергии — ОАО «Иркутс-кэнерго», генерирующего наиболее дешевую электроэнергию энергозоне;

— предоставление тарифных льгот отдельным регионам и выравнивание тарифов для остальных участников рынка, что ведет к межрегиональному перекрестному субсидированию;

— завышенные оптовые тарифы в энергозоне Сибири дают неправильные ценовые ориентиры и приводят к недоиспользованию мощности и энергии высокоэкономичных ГРЭС — субъектов ФОРЭМ за счет загрузки менее экономичных электростанций — субъектов розничных рынков электроэнергии.

На смену ФОРЭМ приходит новый энергетический рынок, основанный на конкурентных отношениях в сферах генерации и сбыта электроэнергии. Однако вновь создаваемый рынок в том виде, как он функционирует сегодня в европейской части страны, для Сибири неприемлем. Здесь необходимы рыночные механизмы, обеспечивающие решение следующих проблем управления работой ОЭС:

— Характерной особенностью рек Сибири является асинхронность стока рек Ангары и Енисея. При маловодье в одном бассейне другой обычно имеет повышенную водность. Координация сработки гидроресурсов сводится к повышению многолетних запасов воды в озере Байкал и Братском водохранилище при многоводье на Енисее, и наоборот — интенсивное использование избыточных ресурсов ангарских ГЭС в засушливые годы в бассейне Енисея. Режимы электрического межбассейнового компенсированного регулирования широко использовались во времена плановой экономики. Напротив, правила действующего и создаваемого оптовых рынков не стимулируют применение подобных оптимизационных механизмов.

В результате только в 2001 году потери энергии из-за упущенной возможности согласованного регулирования стока Ангары и Енисея на холостых сбросах воды составили более 1,5 млрдкВт*ч электроэнергии.

— В ЕЭС России создана многоуровневая система оперативно-диспетчерского управления с четкими функциями и обязанностями на каждом уровне. Создается аналогичная по структуре иерархическая схема управления единой национальной электрической сетью через образование территориальных подразделений Федеральной сетевой компании. Однако торговля электроэнергией (организация торгов, учет обращаемой на оптовом рынке электроэнергии, взимание платы за общесистемные услуги, организация финансовых потоков), управление энергетическим рынком осуществляется из единого на всю Россию Администратора торговой системы (АТС).

Централизованная схема организации оптовой торговли затрудняет взаимодействие региональных диспетчерских центров с единым АТС и адаптацию правил работы рынка к региональным особенностям производства и потребления энергии, усложняет обработку коммерческой информации, уводит финансовые потоки из федеральных административных округов в Центр.

Эффективность управления электроэнергетикой в Сибири возрастает, если в этой энергозоне создать подразделение АТС и поручить ему отработку эффективных механизмов функционирования рынка, организацию торгов, досудебное урегулирование споров между участниками. Возможность создания территориальных подразделений АТС предусмотрена постановлением Правительства РФ от 11 июля 2001 года № 526 «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации».

Учитывая иерархическую структуру оперативно-диспетчерского управления, также управления Единой национальной электрической сетью, данный подход является логическим завершением создания целостной многоуровневой системы управления в отрасли, распространения ее на торгово-коммерческое отношение. Одним из звеньев таких отношений должен стать зональный оптовый рынок электроэнергии в энергозоне Сибири.

— Особое значение для Сибири имеет надежное обеспечение централизованного теплоснабжения. Между тем минувшие годы реформ в энергетике этих проблем не решили. Возникшие предприятия различных форм собственности поделили между собой сферы обслуживания при сохранении монопольной среды. В результате мы имеем проблемы в эксплуатации системы, высокие тарифы на тепловую энергию.

Производство тепловой энергии на ТЭЦ тесно связано с производством электричества. Поэтому и цены на электрическую и тепловую энергию должны быть взаимно указаны. Производство тепловой и электрической энергии должно быть равноприбыльным. В случае если участие в конкурентном рынке электроэнергии будет приносить региональным генерирующим компаниям более высокую прибыль, чем выработка тепла, централизованному теплоснабжению может быть нанесен непоправимый урон.

Обобщая анализ проблем управления работой ОЭС в условиях рынка, представляется целесообразной реализация следующих мер:

— Учредить управляющую организацию в форме некоммерческого партнерства для координации режимов работы ГЭС Ангаро-Енисейского каскада. В рамках Партнерства должна действовать система договоров на взаимные поставки электроэнергии, должны быть определены права и обязанности участников, должна быть разработана схема распределения экономических эффектов, получаемых за счет взаимной координации действий в рамках утвержденных ограничений по режимам водопользования. Учредителями Партнерства целесообразно выступить энергокомпаниям, в составе которых находятся ГЭС АнгароЕнисейского каскада.

— Создать торговую площадку для организации оборота электроэнергии между участниками (субъектами) оптового рынка, расположенными в энергозоне Сибири. Торговля с другими энергозонами осуществляется в физически осуществимых объемах. Для организации коммерческой работы на оптовом рынке в энергозоне Сибири создается филиал Администратора торговой системы. В дальнейшем при усилении электрических связей с Европейской и Дальневосточной частями оптового рынка предполагается интеграция сибирской торговой площадки в единую торговую систему электроэнергии России.

— Создать в городах и крупных населенных пунктах управляющие компании по централизованному теплоснабжению. Компаниям должны принадлежать теплоисточники и тепловые сети вплоть до абонентских вводов в здания (за исключением тепловых сетей промышленного назначения). Учредителями компаний по теплоснабжению должны стать АО-энерго совместно с муниципалитетами.

ТЭЦ должны оставаться в собственности региональных генерирующих компаний и промышленных предприятий. Вырабатываемая ими тепловая энергия покупается компанией по централизованному теплоснабжению.

3. Необходимость развития генерирующих мощностей и межсистемных ЛЭП.

До середины 70-х годов прошлого века электроэнергетика Сибири развивалась опережающими темпами и не испытывала дефицита генерирующих мощностей. Напряженность балансов электроэнергии и мощности стала нарастать после 1975 года, когда снизились темпы развития электроэнергетики при бурном строительстве в Сибири территориально-промышленных комплексов. Наиболее сложным оказался необычно маловодный 1982 год, когда полное исчерпание ресурсов водохранилищ ГЭС и возникший дефицит электроэнергии в 5,5 млрдкВт*ч привел к частичной остановке производств на предприятиях цветной металлургии.

Сибирь вышла из состояния дефицитности энергобаланса к началу 90-х годов вследствие заметного спада электропотребления.

В последующие годы объединенная энергосистема Сибири без труда справлялась с обеспечением потребителей даже в маловодный период 1996;2000 годов.

Мнимое благополучие с энергобалансом серьезно отразилось на энергетической безопасности Сибири. Перспективному развитию энергетики уделялось недостаточно внимания. Нарастал износ оборудования электростанций, электрических и тепловых сетей.

С 2000 года ОЭС стала терять установленную мощность. В этот год были введены в работу 126 МВт и списаны 480 МВт устаревших генерирующих мощностей. В дальнейшем негативные тенденции будут нарастать. К 2010 году 30-летний нормативный срок эксплуатации превысит 75% генерирующего оборудования, 40-летний «стаж работы» наберет 55% мощностей, а Новосибирская и Иркутская ГЭС превысят 50-летний рубеж эксплуатации, являющийся принципиальным для любого энергетического объекта. На сегодняшний день отмечается пониженный уровень безопасности гидросооружений Усть-Илимской и Курейской ГЭС.

Динамика потребительских нагрузок в Сибири имеет ярко выраженный сезонный характер. В летний период нагрузки снижаются до 60% от максимальных. Энергоотдача ГЭС, наоборот, максимальна летом, т. к. определяется требованиями судоходства. Вся неравномерность графика ложится на разгрузку ТЭС до их технических минимумов. В итоге сибирские крупные ТЭС имеют относительно низкий коэффициент использования установленной мощности, лежащий обычно в интервале 35−40%. Вложения средств в развитие таких станций при затратах 1 000 руб. на 1 кВт установленной мощности оказываются экономически не эффективными, поэтому для условий Сибири необходимы дополнительные механизмы мотивации инвестиций в генерацию электрической энергии.

Рассмотрение балансов электрической мощности и энергии на среднесрочную перспективу показывает, что ОЭС Сибири с 2006 года вступает в полосу устойчивых дефицитов мощности в зимний период. В связи с этим уже сегодня исключительно актуальными являются вопросы форсирования строительства Богучанской ГЭС и развития мощностей на Березовской ГРЭС-1. Очевидно, что к 2006 году эти объекты введены быть не могут, поэтому для покрытия дефицита потребуется получение мощности из Республики Казахстан в объеме до 1 млн кВт.

Кроме того, уменьшение дефицита мощности возможно следующими путями:

а) проведением восстановительных ремонтов, а в отдельных случаях реконструкции с заменой агрегатов. Ожидаемые удельные капиталовложения в техническое перевооружение в ценах 2000 года составляют на период 2001;2005 годов — 1 240 руб./кВт; 2006;2010 годов — 1 890 руб./кВт. Суммарные затраты на реконструкцию ГЭС, по данным Гидропроекта, оцениваются в 8 680 млн руб. (АЕ-ГЭС);

б) ослаблением зимних ограничений по пропуску воды через плотины ГЭС и пересмотром диапазонов допустимых отметок уровней озера Байкал и водохранилищ ГЭС;

в) восстановлением магистральных линий Сибирь-Казахстан-Урал с обеспечением в ближайшие 2−3 года реверса мощности до 1 500 тыс. кВт.