Определяющим фактором развития экономики является решение проблемы энергоснабжения. Судя по мнениям, прозвучавшим во время круглого стола (организованного газетой и посвященного перспективам развития энергетики региона), главной проблемой энергокомплекса края является дефицит электроэнергии, и один из наиболее оптимальных вариантов ее решения, на взгляд экспертов «КС», — развитие собственной генерации.
— Что представляет на сегодняшний день энергетика региона? Виктор Мещеряков,начальник Управления Алтайского края по промышленности и энергетике:
— В апреле 2007 года на заседании правительства России были рассмотрены схемы размещения энергетических объектов и развития сетевого комплекса страны. Сейчас они находятся в стадии окончательной проработки, и мы надеемся, что к концу года эти основополагающие документы будут приняты. Они предусматривают развитие энергетических мощностей и сетевого комплекса напряжением 220 кВ и выше до 2020 года. Сегодня потребление по России в среднем за год растет на 3%. В СФО в 2005 году — 3,8%, в 2006-м — 2,9%, до 2010-го предполагается увеличение на 4,5%, до 2015-го — на 2,9%, до 2020 года — 3,4%. Что касается Алтайского края, то за последние семь лет произошел резкий скачок потребления: в 2001 году — до 10,5 млрд кВт•ч, в последующие годы было зарегистрировано устойчивое снижение, и только в 2006 году обозначился подъем в пределах 2,4%, и есть надежда на сохранение этой тенденции.
В целом же до 2020 года прогнозируется ежегодный рост около 2%. Если сегодня мы потребляем порядка 10 млрд кВт•ч в год, то по генеральной схеме к 2010 году мы должны достичь 11 млрд кВт•ч в год, к 2015–2020-му — по 13 млрд кВт•ч ежегодно. По сравнению с другими регионами рост незначительный, за 12 лет предполагается увеличение потребления лишь на 30%.
Ситуация в Алтайском крае характеризуется структурой генерирующих мощностей и потребления в пропорции 50/50. Генерирующие мощности сформировались в основном в соседних промышленно развитых регионах (Новосибирская область, Кузбасс, Красноярский край), где вблизи станций находятся угольные разрезы. Наш край — аграрный, поэтому в развитии генерирующих мощностей мы отстаем: 50% генерации приходится на Алтайский край, и столько же закупается на НОРЭМе. В генерирующем процессе главным образом участвуют станции Барнаула (ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3) и ТЭЦ «Бийскэнерго».
По схеме развития до 2020 года прирост мощностей ожидается в пределах 225 МВт на ТЭЦ-2 к 2011 году и с 2016-го по 2020-й — 180 МВт на ТЭЦ-3. В то же время, согласно доктрине развития генерирующих мощностей единого распределительного комплекса с напряжением 110 кВ, на первый план выдвигаются частные инвестиции, и, на наш взгляд, частные инвесторы должны принять самое активное участие в этом процессе по нескольким направлениям. И надо сказать, этот процесс характеризуется в последнее время заметной динамикой: буквально каждый месяц у нас появляются новые инвесторы, которые хотят участвовать в строительстве генерирующих мощностей в малой энергетике.
В частности, компания «Энергомашкорпорация», которая заявила о реализации четырех проектов строительства ГТТЭЦ (газотурбинная): одна станция уже построена, вторая — в процессе строительства, третья — на стадии проектирования (все по 36 МВт), и буквально пару недель назад принято решение о строительстве газопоршневой станции мощностью от 200 до 300 МВт.
Также ОАО «Росгазификация» введет в Белокурихе в I квартале 2008 года дополнительные мощности (до 16 МВт) на местной ТЭЦ. Благодаря федеральной поддержке на объекты строительства малой гидроэнергетики заявляются структуры объединенных генерирующих компаний гидроэнергетики («ГидроОГК». — «КС»). Нами предлагается вариант Гилевского водохранилища, где имеется плотина с разностью уровней около 20 м, и можно строить мини-ТЭЦ мощностью до 5–10 МВт для снабжения близлежащих районов.
Конкретные шаги сделаны «Росгазификацией» и по реализации проекта Катунской ГЭС с планируемой мощностью 70 МВт. Вместе с генеральной схемой развития мощностей в большой энергетике, принятой на уровне правительства, малая энергетика имеет неплохие шансы значительно скорректировать баланс генерирующих мощностей, который может измениться в пользу региональной выработки за счет ввода дополнительных мощностей.
На наш взгляд, в перспективе до 2020 года только с учетом перечисленных проектов тех инвесторов, которые зашли, заявили о своих планах и реально приступили к их реализации, от малой энергетики абсолютно реально получить до 500 МВт.
По генеральной схеме размещения генерирующих объектов нехватка мощностей на 2020 год в регионе будет составлять 635 МВт, поэтому даже с учетом введения только реально заявленных объектов малой энергетики мы можем почти покрыть этот дефицит. — Как вы сформулируете главную проблему в энергетике края?
Виктор Мещеряков: — Основной проблемой на данный момент является энергодефицит в отдельных энергоузлах алтайской энергосистемы. На сегодняшний день потребление края (в среднем 10 млрд кВт•ч ежегодно) упало к уровню 1990 года (14 млрд кВт•ч) примерно на 40%, и к 2020 году мы, возможно, выйдем на этот уровень с учетом естественного роста и строительства заявленных объектов. Несмотря на столь значительное уменьшение потребления, сейчас у нас уже существует несколько проблемных зон, где ощущается энергодефицит.
Введены в строй две горнообогатительных фабрики на Зареченском и Рубцовском рудниках. Уже в этом году совокупный объем производства достиг 1 млрд руб., а к 2010 году прогнозируется рост до 10 млрд руб. В ближайшее время планируется приступить к разработке еще нескольких рудников. Простые подсчеты показывают, что с их вводом в эксплуатацию потребуется дополнительная мощность в пределах 100 МВт. Традиционно дефицитным считается Бийский энергоузел, пропускная способность которого достигла своего предела — порядка 500 МВт с учетом пропуска ВЛ-220 кВ и выработки Бийской ТЭЦ. При разработке схемы развития сетевого хозяйства 220–500 кВ мы внесли следующие предложения по усилению Бийского энергоузла: строительство ВЛ-220 кВ до Бийска и до Горно-Алтайска, где предполагается строительство подстанции (ПС).
Это усиление позволит перебросить дополнительные мощности примерно на 350 МВт, что удовлетворит естественные потребности в развитии мощностей в Республике Алтай (РА), где сегодня единственным источником является Бийский энергоузел, а также с учетом создания особых экономических зон туристско-рекреационного типа (ОЭЗ) как в РА, так и на «Бирюзовой Катуни», и игорной зоны.
Планы по увеличению пропускной способности Бийского энергоузла включены в схему развития энергосистемы МЭС Сибири, о чем докладывал их генеральный директор Самуил Зильберман и что озвучено ФСК. Имеется принципиальное решение о строительстве линии ВЛ-220 кВ, но не решен вопрос о точке подключения: либо с Барнаульской подстанции, либо с ПС Чугунаша или Новокузнецка (обе — Кузбасс).
Единственное: в схеме подчеркивается, что мы как инициаторы проекта должны указать источники финансирования. А мы этого пока сделать не можем, потому что по ОЭЗ «Бирюзовая Катунь» пока не принято решения по ряду принципиальных вопросов. В частности, не определены заказчик и объем средств федерального бюджета.
Мы надеемся, что до конца года здесь наступит определенная ясность, и тогда мы сможем четко понять, каким образом будет финансироваться строительство этого объекта: за счет либо федеральных средств, либо привлечения частных крупных инвесторов. Но в любом случае участие федеральных денег будет обязательным. — Край вырабатывает в настоящее время, как уже было сказано, половину электроэнергии для собственных нужд, остальное закупает. Нельзя ли в связи с этим более пристально рассмотреть собственные генерирующие возможности и резервы?
Сергей Котов, главный инженер ООО «Бийскэнерго»: — На мой взгляд, вполне очевидным является и тот факт, что необходимо увеличить нагрузку на Бийскую ТЭЦ (ООО «Бийскэнерго»), которая даже по пиковым параметрам работает не более чем на 40% своего номинального потенциала. Примерно такая же ситуация складывается с барнаульскими ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, которые также недозагружены. Наша принципиальная позиция — более внимательно рассмотреть вопрос реализации нашего потенциала на тот период дефицита энергии и попробовать ликвидировать его силами собственной генерации, причем без кардинальной реконструкции, в частности, с помощью полной загрузки «Бийскэнерго».
Насколько я знаю, рассматривался и такой вариант, но, вероятно, он оказался непроходным… Я бы не стал однозначно утверждать, что мы окажемся неконкурентоспособными на рынке. Мы реализуем энергию по ценам, которая складывается на рынке, и наша ценовая политика характеризуется достаточной гибкостью благодаря нашему положению. Вчера она сложилась 70 коп./кВт, сегодня — 50. Рынок — это сложная вещь, и когда он стабилизируется, никто не может точно предсказать. Но это не значит, что собственная энергия не нужна, и я считаю, что наша генерация без особых инвестиций может стать вполне конкурентоспособной на рынке.
Я просто считаю, что необходимо более внимательно и взвешенно рассмотреть проблемы и потенциал собственной генерации. Несколько лет станция вырабатывала нагрузку в 1,1–1,2 млрд кВт•ч ежегодно. В 2007 году произошло повышение — 1,7 млрд. План ФСТ на 2008 год для Бийской ТЭЦ — 2 млрд. Но это тоже не предел наших возможностей. Это пока плановый баланс, посмотрим, как сложится рынок.
И у нас еще имеется запас. 65–70 МВт у нас вырабатывалось обычно в летний период, 250–270 МВт — зимой. Этим же летом мы «нагружались» порой до 220 МВт. Нет проблем. На мой взгляд, нужно реализовывать возможности собственной генерации, которые имеются. Что произойдет, когда построят ВЛ-220? Сейчас ограничение по линиям какое? Наша генерация плюс переток по двум ВЛ-220 — не более 160 МВт. Построим еще ВЛ-220. Далее, может быть, будет приток, избыток мощности, ограничения снимутся, «Бийскэнерго» разгрузится. Притока денежного баланса, валовой выручки не будет, поэтому строиться ничего не будет. А в 2010–2011 годах в Сибири мы столкнемся с проблемой нехватки электроэнергии.
Виктор Мещеряков: — К 2011 году еще не будет построена ни ВЛ-220, ни подстанция. Так быстро такие серьезные объекты не строятся. Поэтому до 2011 года там сохранится та структура выработки, которая имеется на сегодняшний день. И однозначно, что там будет доминировать «Бийскэнерго».
Единственное: мы сейчас не знаем, в какой степени вмешается малая энергетика с приходом газа. И туда придут серьезные инвесторы, о которых говорилось выше. Насколько они впишутся в розничный рынок и составят конкуренцию «Бийскэнерго» — более актуальный вопрос, чем глобальные планы до 2020 года. Проблема Бийского энергоузла еще заключается и в ВЛ-110 кВ на Республику Алтай, пропускная способность которой ограничена 90 МВт. Сегодня РА берет как раз этот объем, и его превышение уже скажется на надежности энергоснабжения, а качество электроэнергии не будет удовлетворять стандартам.
То есть необходимо развитие сетевого хозяйства. Никто не сомневается, что Бийск может выдать в два раза больше. Но сетевой комплекс не готов. Можно было бы еще одну ВЛ-110 кВ построить на Горный Алтай. Но там предусматривается с учетом ОЭЗ прибавка до 100 МВт. Поэтому необходимо строительство ВЛ-220 кВ и подстанции, чтобы решить проблему энергодефицита хотя бы на 15–20 лет. Дмитрий Мананников, начальник Управления технических присоединений ОАО «Алтайэнерго»: — Когда рассматривались возможные варианты точки присоединения будущей ВЛ-220 кВ до Бийского энергоузла, они, естественно, прорабатывались при непосредственном участии «Алтайэнерго» и Регионального диспетчерского управления (РДУ) Сибири.
И все возможные перетоки предусматривались. Сказать, что в 2011 году будет в Сибири ограничение, если мы приведем на Алтай ВЛ-220 кВ, — это некоторое сгущение красок. В принципе, технически ТЭЦ ООО «Бийскэнерго» готова выдавать в два раза больше, чем сейчас (200 МВт). Вы уже два года заявляете о том, что после небольшой реконструкции готовы теоретически выдавать до 400 МВт, но все это пока на уровне умозаключений, не подкрепленных реальными проектами. Почему ваши собственники не вкладывают в развитие ТЭЦ ООО «Бийскэнерго» сами? Из-за того, что вы не видите заданий ФСТ?
Сергей Котов: — Я не понимаю, о какой реконструкции вы говорите. Мы сегодня загружены на 30% и можем сейчас без особых усилий увеличить свои мощности. Дмитрий Мананников: — Речь идет о более отдаленной перспективе, когда ООО «Бийскэнерго« будет участвовать все больше в разгрузке Бийского энергоузла. Вам сейчас уже необходимо вкладывать средства в реконструкцию станции. И вы знаете, что это не особенно затратно.
Сергей Котов: — Если говорить о будущем, мы выполним все необходимые мероприятия. Но если у нас сейчас достаточный нереализованный потенциал, зачем тратить деньги сегодня, когда отдача от них, возможно, потребуется через 4–5 лет? Мы готовы увеличивать нагрузку до требуемых предельных величин и завтра, и послезавтра. Александр Логинов,генеральный директор ООО «Энерго-лизинг»: — Говоря о расширении генерирующих мощностей Бийской ТЭЦ, необходимо учесть, что государство и ФСК не будут рассматривать вопрос инвестиций в частную генерацию.
Это не просто предложение по развитию мощностей, но и инвестиционное предложение для частных инвесторов. Для начала необходимо решить вопрос о включении дополнительных объемов выработки электрической энергии на Бийской ТЭЦ в прогнозные балансы производства и потребления энергии. Без администрации края в качестве «локомотива» не обойтись. — Помимо расшивки Бийского энергоузла, какие насущные проблемы ждут своего решения? Виктор Мещеряков: — Кроме этого, существует локальный дефицит по отдельным районам и городам. На сегодня очень остро стоит проблема в Белокурихе, которая должна найти свое решение во втором квартале 2008 года с вводом газопоршневой установки «Росгазификацией», благодаря чему в городе появится даже резерв мощности. Аналогичные проблемы существуют в Барнауле и Бийске. В частности, в краевом центре в районе Солнечной Поляны планируется большая застройка коттеджами, где потребуется в ближайшие три-четыре года не менее 80–100 МВт мощности, что запланировано в проекте ОАО «Алтайэнерго», которое приступает в 2008 году к его реализации.
Вместе с планами реализации генеральной схемы размещения генерирующих сетевых объектов также предстоит решить масштабные задачи Западно-Сибирскому предприятию магистральных электрических сетей (МЭС) Федеральной сетевой компании (ФСК) по реконструкции практически всех крупных ПС до 2020 года с увеличением установленной мощности (Барнаульская, Власихинская и Чесноковская подстанции).
Виталий Маликов, генеральный директор ОАО «Барнаульская горэлектросеть»: — Что же касается сетевого хозяйства — основного направления деятельности компании, — то в целом в Барнауле по пропускной мощности сетей особых проблем нет. Своевременное выполнение планов реконструкции сетей, строительство новых трансформаторных подстанций на протяжении ряда лет стали надежной основой для безаварийной работы сетей. Полный объем технического обслуживания, внедрение систем телемеханики и АСКУЭ (автоматической системы контроля и учета электроэнергии) позволяют сегодня в полной мере обеспечить электроэнергией жителей нашего города. Однако подчеркну, что на сегодня БГЭС может обеспечивать только существующие нагрузки и их естественный рост, составляющий 2–3% в год.
Край развивается. Производство встает с колен. Это значит, что растут мощности, а это требует строительства новых и модернизации существующих энергообъектов. Вот здесь могут возникнуть и возникают новые проблемы. Сегодня мы имеем дефицит мощности на основных центрах питания в спальных районах города и новостройках. Подстанции ПС 8 «Западная«, ПС 15 «Юго-Западная», обеспечивающие 28% электропотребления Барнаула, загружены полностью. Необходимы срочные меры по их разгрузке.
Сегодня крайне важны строительство подстанции 110/10 кВ «Солнечная поляна« для разгрузки ПС 15 «Юго-Западная», подстанции 110/10 кВ «Парковая» для перевода нагрузок с ПС «Западная» западного района г. Барнаула и микрорайона «Юбилейный», реконструкция ПС-14 35/6 «Краевая больница». Без этого город просто задохнется. Увеличение же мощностей — это существенные финансовые затраты. Среди специалистов бытует термин «энергетический крест». Представьте воображаемый график, включающий две пересекающиеся кривые. Одна из них отражает возрастающую потребность в электроэнергии, вторая — реальную пропускную способность сетевого и подстанционного хозяйства.
При отсутствии модернизации и реконструкции этого хозяйства кривые рано или поздно пересекутся. Тогда возникнет энергетический коллапс. Наша задача — не допустить пересечения этих воображаемых кривых, то есть необходима постоянная модернизация сетевого хозяйства, чтобы эти линии шли хотя бы параллельно. Одним из наглядных примеров модернизации может служить энергокомплекс завода-банкрота «Кристалл», где все хозяйство находилось не просто в запущенном состоянии. Лет 20 туда не вкладывалось ни копейки.
Подстанция завода находится в центре электрических нагрузок строящихся кварталов 2000, 2001, 1051, что позволяет создать наиболее экономичную и надежную сеть для их электроснабжения. Сегодня уже введена в работу пристройка к РУ 10 кВ, позволяющая присоединить дополнительные кабельные линии.
Следующим этапом реконструкции ПС «Кристалл» станет замена трансформаторов, а в перспективе возможно и строительство газотурбинной ТЭЦ общей электромощностью 36 МВт и тепловой мощностью 100 Гкал/час. Реализация этого проекта создаст надежный и высокотехнологичный источник тепловой и электрической энергии для потребителей Барнаула. Проект дорогостоящий, его реализация потребует многомиллионных инвестиций.
В настоящее время мы как раз заняты поиском путей их привлечения. В частности, включением проекта в муниципальную программу развития городского энергокомплекса. В 2006 году завершена работа по установке АСКУЭ. Теперь, имея достоверные показания, можно точнее сводить балансы, выявляя места наибольших потерь и своевременно организовывая мероприятия по их снижению. На летний период осуществляем отключение двух десятков трансформаторов. Итак, электросбережение проявляется во всем — от большого до малого дела. В этом году произойдет знаменательное событие, которое расширит спектр нашей работы и явится одним из перспективнейших видов деятельности БГЭС — выход на НОРЭМ (новый оптовый рынок электроэнергии и мощности).
Мы получили лицензию на деятельность по продаже электрической энергии по всей территории Алтайского края и статус гарантирующего поставщика. На рынке электроэнергетики края появится конкуренция, что подразумевает выбор и в перспективе — снижение стоимости закупаемой энергии. — Один из самых больных вопросов для Алтая — высокие по сравнению с другими регионами тарифы. Каковы основные причины такой ситуации и имеются ли пути решения этой проблемы? Виктор Мещеряков: — С полной ответственностью заявляю, что тарифы будут повышаться. Это сегодня объективная необходимость.
Потому что до 2011 года у нас оптовый рынок остается регулируемым, хотя постепенно доля нерегулируемого рынка будет с каждым годом увеличиваться. К примеру, в 2007 году она составляет 10%, к концу 2008-го составит 20%, далее — до 100%, и оптовый рынок станет полностью либерализованным. Следовательно, раз на сегодняшний день затратный механизм ценообразования с учетом инфляции остается, тариф будет расти. Единственное, что может сделать наша Региональная энергетическая комиссия (РЭК) в лице Главного управления экономики и инвестиций (ГУЭИ), — повлиять на темпы его роста.
Тариф на электроэнергию в Алтайском крае один из самых высоких по сравнению с соседними регионами из-за ряда особенностей нашей энергетической системы, особенно сетевого комплекса: протяженность сетей в крае (порядка 90 тыс. км) является самой большой в СФО, и мы занимаем второе место по России после Краснодарского края. Вторая главная особенность — у нас самый низкий процент потребления (полезный отпуск составляет 6,7 млрд кВт•ч). В качестве сравнения можно привести пример Хакасии, где этот показатель составляет 15 млрд кВт•ч, а сетей — всего 8 тыс. км. Можно путем несложных подсчетов представить, насколько разнятся затраты по содержанию и эксплуатации сетей между этими регионами.
Ясно, что даже если тариф будет в пять раз меньше, чем у нас, затраты на содержание там будут значительно больше, чем в «Алтайэнерго». По нашим подсчетам, здесь уходит на ремонт примерно 1 тыс. руб. на один километр. В Хакасии или Красноярске — 5,5–6 тыс. руб., и даже при том тарифе, который у нас есть. Если мы еще больше будем снижать тариф, в конце концов это приведет к упадку. Поэтому Главное управление экономики и инвестиций находится между двух огней: и повышать сильно тариф нельзя, и понижать, потому что система стареет, изнашивается, не происходит возмещения основных фондов.
Одним из выходов является оптимизация затрат на сетевой комплекс. — Газификация и малая энергетика — эти два понятия тесно взаимосвязаны. Каковы перспективы развития данного направления в энергокомплексе Алтая? Александр Логинов: — Малая энергетика наверняка будет развиваться, и можно предполагать, что в ближайшее время произойдут какие-то подвижки с точки зрения ветроэнергетики. В РАО «ЕЭС России» создано несколько структурных подразделений, отвечающих за этот сектор. В частности, ветроэнергетикой поручено заниматься «ГидроОГК».
Имеется в виду, что одним из направлений развития ветроэнергетики является монтаж ветроэнергетических установок по створу гидроэлектростанций (ГЭС). И, насколько мне известно, готовится к внесению в Государственную думу Российской Федерации проект закона о возобновляемых источниках энергии, который по опыту европейских стран предусматривает преференции тем инвесторам, которые вкладывают средства в развитие нетрадиционных энергоисточников. И тогда это будет толчок. У нас в кулундинской и рубцовской климатических зонах такие установки могут быть достаточно эффективны.
Виктор Мещеряков: — Ветроэлектрические станции являются единственными из нетрадиционных возобновляемых источников, которые нашли свою нишу и применяются, правда, в небольшом количестве, но достаточно широко уже на протяжении многих лет. С точки зрения экономики, подобные установки очень эффективны при использовании, например, в достаточно отдаленных населенных пунктах из 30–40 дворов, потребление которых максимум 5–10 кВт. Находится это поселение, скажем, в 40 км от ГПП: строительство 1 км ВЛ обходится в 1 млн руб., да и построить ПС очень затратно. Либо поставить одну ветроэлектрическую установку мощностью 10 кВт и стоимостью порядка 5 млн руб.
То есть каждый вид энергии требует индивидуального подхода. То же самое можно сказать о мини-ГЭС на малых реках и о солнечных батареях для жилых домов. У нас проблема, как всегда, в недостатке финансирования. В Англии, например, разработка решений, связанных с нетрадиционными энергоисточниками, дотируется со стороны государства. А у нас пока этого нет. «ГидроОГК» поручено этим заниматься, но финансовый механизм, льготы по тарифам пока не предусмотрены. Как только мы подведем под это направление законодательную и финансовую базы, убежден, что все нетрадиционные источники энергии будут развиваться.
Александр Логинов: — Проблема возможного участия «ГидроОГК» в проектах ветроэнергетики на территории Алтайского края заключается в том, что им невыгодно заниматься маломощными — ниже 20 МВт — проектами, которые не могут быть самостоятельными участниками оптового рынка электроэнергии. — Имеется ли какая-то краевая энергетическая программа, которая бы учитывала не только самые крупные источники электроэнергии, но и все остальные, о которых идет речь?
Виктор Мещеряков: — Ранее была разработана программа энергобезопасности Алтайского края до 2007 года.
Она в принципе готова, но на данный момент ее принятие признано нецелесообразным. Дело в том, что сейчас начинается работа над энергетической стратегией края, и эта программа войдет в проект как составная часть, основной компонент стратегии. Разработкой энергостратегии будет заниматься ОАО «Промгаз», выигравшее тендер. Там будут все разделы: от малой до большой энергетики, нетрадиционные возобновляемые энергоисточники. 1 сентября 2008 года энергостратегия должна быть утверждена и органически интегрирована в Стратегию социально-экономического развития края.
— Какие перспективы и риски ожидают газификацию энергокомплекса Алтайского края, каковы пути их преодоления, а также перспективы развития этого направления энергетики в крае?
Евгений Селютин,заместитель начальника Управления Алтайского края по жилищно-коммунальному хозяйству: — Что касается рисков, то это прежде всего вопрос стоимости газа в Бийской зоне. ФСТ обозначила цену выше, чем по всей территории Алтайского края. Такая же цена на газ — выше средней по региону — в России имеется только в районе космодрома (Плесецк). Для разрешения этой ситуации сейчас «Газпром» формирует рабочую группу, куда планирует пригласить представителей краевой администрации. Заключен договор с Белокурихинской в пуско-наладочном режиме по взаимоприемлемой цене.
В каком контексте будет решен вопрос после 1 января 2008 года, пока трудно сказать. Что касается малой энергетики в плане газификации, то необходимо дополнить, что, помимо названных выше объектов, «Росгазификация» и ее партнер ОАО «ГипроНИИгаз» (Новосибирский филиал) разрабатывают схему газоснабжения особой экономической зоны туристско-рекреационного типа (ОЭЗ) «Бирюзовая Катунь». Ведутся также предпроектное обследование и расчет физических мощностей для определения объемов поставки газа для Алтайского района и ОЭЗ «Бирюзовая Катунь». Данные расчеты будут представлены в большой «Газпром». Объем капитальных вложений на магистральный газопровод и строительство энергоцентра в Белокурихе определен «Росгазификацией» в размере 1,3 млрд руб.
— С 2011 года планируется довести стоимость природного газа до $200 за 1 тыс. куб. м. Это не является ограничением для развития энергетики с использованием газа? Виктор Мещеряков: — Из 35,9 тыс. МВт прироста в Сибири, согласно генеральной схеме развития российского энергокомплекса России до 2020 года, предполагается нарастить следующие мощности: ГРЭС — 8,6 тыс. МВт, АЭС — 2,3 тыс. МВт и тепловые станции — 24,9 тыс. МВт. Из 35,9 тыс. МВт 23,2 тыс. МВт — на угле, или 66% прироста. Стратегия России, таким образом, ориентирована на преимущественное использование твердого топлива. — На какой стадии находится реализация проекта по строительству энергоисточника на борту Мунайского разреза бурого угля?
Виктор Мещеряков: — Разведанных запасов на Мунайском месторождении бурого угля — на 34 млн т. Что касается неразведанных запасов, то их, по приблизительным оценкам экспертов, порядка 500 млн т. Для того чтобы говорить о строительстве ГРЭС, КЭС, нужно предполагать использование этого объекта как минимум на протяжении 40 лет.
И, исходя из этого, иметь запасы топлива, расход которого составляет в год около 5 млн т. Чтобы построить ТЭЦ на 600 МВт, нужно минимум 200 млн т залежей бурого угля. Тогда стоит говорить о целесообразности этого строительства. Необходимо провести доразведку запасов, чтобы точно знать их объем, и только на основании точных данных и на базе доказанной экономической эффективности приступать к реализации.
Comment section