По-видимому, в сложившихся условиях необходимо использовать тот или иной вариант долгосрочных контрактов, соглашений, нормативных правил или даже законодательных актов, которые гарантируют и дают возможность энергоисточникам получать доход, необходимый хотя бы для восстановления энергомощностей.
Существующее положение энергетики республики Казахстан характеризуется следующими параметрами. Установленная и располагаемые мощности генерации энергоисточниками республики составляют 18,5 и 14,4 тыс. МВт., соответственно. Основные энергетические мощности располагаются в центре и на севере Казахстана и работают на углях.
Южные зоны Казахстана в свое время полностью обеспечивались рядом региональных газомазутных станций. По мере развития Единой энергосистемы Казахстан и для надежности снабжения юга в советское время была построена линия 500 кВт, соединяющая Северные районы и юг страны.
В последующем, в период подъема экономики, основное энергоснабжение Юга производилось по указанной электролинии за счет северных угольных станций. В настоящее время ведется строительство второй линии 500 МВт "Север-Юг", для покрытия возрастающих потребностей в электроэнергии Юга Казахстана (пуск 2009-2010гг).
Темпы прироста годовой выработки электроэнергии в Республике Казахстан в последние годы падают, и в 2005г. было выработано 67,5 млрд.квт.ч (2004 г- 66,6 млрд.квт.ч.) при потреблении 68,1 млрд.квт.ч. (отрицательное сальдо за счет импорта).
Так как на подходе нет возводимых мощностей, а предельная возможная выработки существующих источников составляет 72-74 млрд.квт.ч, при наблюдаемом в последние годы приросте потребления около 3 млрд.квт.ч,/год следует, что следующие 2007-2008гг являются кризисным порогом, за которым рост промышленного ВВП республики будет ограничиваться, и необходимый прирост мощностей должен составлять 450-500 МВт /год.
Рост потребления электроэнергии в перспективе резко возрастет на севере республике. Только за счет строительства электролизного завода ЕПА (ориентировочно 600 - 700 МВт), кремниевого завода и потреблением линии электропередачи 500 МВт "Центр-Актюбинск", по недавно подписанному соглашению о транзите э/энергии через Россию на запад республики, общее увеличение загрузки может составить 1500 - 1800 МВт.
Тем самым, если ускоренно не вводить новые мощности, доля выведенных энергоисточников из оборота рынка возрастет с 30 до 40 %, и имеющиеся мощности на севере будут на пределе.
А это наиболее дешевая электроэнергия крупнейших северных угольных электростанций. И если текущий дефицит электроэнергии на юге составляет 700 МВт, то даже после пуска второй электролинии "Север-Юг" ее пропускная способность не покроет возрастающий (каждый год на 150 - 200 МВт) дефицит. И хотя тот будет изначально составлять 300 - 400 МВт, но в дальнейшем резко возрастет, в том числе, и из-за уменьшения перетока с северных источников.
Разумное плавное повышение тарифов на электроэнергию, естественно, необходимо. При возведении новых мощных станций, при удельных капвложениях 1 500 долларов на выработку 1 кВтч, при сроках окупаемости 10 - 12 лет и банковском кредите в 13 % (по аналогии с ипотечным кредитованием) для окупаемости станций необходима надбавка к производственной себестоимости, вырабатываемой электроэнергии в размере 4,3 цента.
Т.е. практически сама надбавка превышает существующие отпускные тарифы таких станций как ГРЭС - 1, 2 в четыре раза, и тем самым новые станции исходно неконкурентоспособны и вряд ли частный инвестор решится на их возведение.
Поэтому рациональным шагом со стороны государства могло бы являться создание энергетической национальной компании, ее вхождение в рынок с инвестированием при помощи Банка Развития Казахстана или Национального Фонда кредитных средств под 2 % годовых и возведение генерирующих мощностей.
По этому поводу следует отметить: на 2007 год в бюджетной заявке БРК предусмотрено 7 млрд. тенге на снижение стоимости кредитных ресурсов на инфраструктурные проекты, т.е. таким механизмом можно получить и льготные кредиты для энергетики.
Например, Госбанк Китая финансирует инфраструктурные проекты под 2 %, а Внешэкономбанк РФ от 2 до 5 %.
При 2 %-х кредитах (полученных на 20 лет), расчетная надбавка к производственной себестоимости отпускаемой энергии для новой ТЭС составит 1,5 цента.
Учитывая инфляцию и то, что новые станции будут более экономичными, разница в реальной отпускной цене новой ТЭС после ее ввода в эксплуатацию по сравнению с существующими станциями не будет превышать 1 цента.
Увеличение рыночных цен позволит существующим станциям поднять свои отпускные тарифы, и иметь средства на реновацию, а государство вправе требовать доведения рабочих мощностей до располагаемых, сокращение до оптимальных удельных расходов топлива, электроэнергии на собственные нужды и т.д.
Существующая программа развития гидроэнергетики путем строительства Мойнакской ГЭС мощностью 300 МВт, Кербулакской ГЭС - 52 МВт, Семипалатинской ГЭС - 78 МВт, Булакской ГЭС - 80 МВт, не решит проблему дефицита базовой мощности.
К примеру, среднегодовая мощность Мойнакской ГЭС - 120-130 МВт, а в зимний пиковый период потребления и того ниже. Естественно, эти мощности нужны республике для покрытия пиков потребления, так они являются высокоманевренными, но они не решат проблему дефицита базовой мощности.
В отношении атомных электростанций: считать, что они станут панацеей для энергетики республики - явное преувеличение. Литературные данные показывают, что себестоимость э/энергии на АЭС приближается к себестоимости энергии ТЭС на углях из-за увеличивающихся расходов на технологическую безопасность, и стоимость электроэнергии АЭС в России и США составляет 1 - 2 цента.
Учитывая, что капиталовложения в сооружение АЭС в полтора-два раза выше, чем в ТЭС, то последние с экономической стороны явно предпочтительнее. По-видимому, АЭС в нашей стране будут востребованы после 2012 года, когда будут введены ограничения по выбросам парниковых газов.
Частичным решением вопроса энергодефицита является строительство ветроэнергетических установок. Но, учитывая существенно меньшую степень использования установленной мощности, ограничение локальной подсоединяемой мощности к действующей системе (не более 20-25%) следует, что приоритетным направлением все же должны оставаться теплоэнергетические источники.
Исходя из доклада Президента АО "КЕГОК" г-на К.Бозумбаева на Евразийском энергетическом форуме, в Казахстане предстоит реконструировать и модернизировать существующие электростанции. Это позволит в период до 2010 года увеличить выработку на 10 млрд. кВтч, а в период до 2015 года дополнительно 15 млрд. кВтч.
Требуемый объем инвестиций до 2010 года составит 580 млн. долл. США, к 2015 - порядка 1млрд. 260 млн. долл. США инвестиций.
Так же г-н К. Бозумбаев сказал, что предстоит построить ряд новых электростанций, в том числе, первый модуль Южно-казахстанской ГРЭС с двумя блоками по 540 МВт или 320 МВт. Стоимость работ по сметам компании составит около $1 млрд.
В настоящее время АО "КЕГОК" ведет переговоры с Китайской государственной энергетической компанией по проекту строительства тепловой электростанции на экибастузской площадке мощностью 7,2 тыс. МВт с ежегодным экспортом казахстанской электроэнергии в КНР в объеме 40 млрд. кВт/ч (т.е. практически 90 % вырабатываемый э/энергии).
Данные заявления компании вызывают ряд вопросов:
- под увеличением выработки на 10 млрд. кВтч до 2010 года, по-видимому, подразумевается в основном ЭГРЭС-1. Но в настоящее время компания "AES" прежде чем инвестировать в увеличение рабочей мощности станции старается заблаговременно застраховаться долгосрочными контрактами по прогнозируемым экономически обоснованным ценам с крупными потребителями на долговременной основе (контракты на 10-30 лет с компанией "Баско", российской Группой "СУАЛ"). Тем самым свободный рынок электроэнергии может не рассчитывать на указанные резервные мощности.
- на каких углях будут работать тепловые станции и, соответственно, в зависимости от них какой конструкции и марки будут выбираться котлы? Так как, на южно-казахстанской площадке было начато строительство ГРЭС аналогичной ЭГРЭС-2 с котлами П-57 (с практическим выполнением нулевого цикла), то, по-видимому, существовавший ранее проект должен быть базовым, ввиду того, что аналогов сжигания такого высокозольного угля в мощных энергоблоках экибастузских ГРЭС в мировой практике не было, и это являлось высоким достижением советской науки и индустрии. Следует отметить, что немалую долю в этих разработки вложил КазНИИ энергетики им. Ш.Шокина.
- ужесточающиеся нормы к выбросам, исходя из высокой зольности экибастузского угля, требуют переосмысления его использование в больших объемах. Современные подходы, а именно применение "чистых" угольных технологий, которые включают в себя использование обогащенных или качественных углей, внедрение мероприятий по снижению выбросов окислов азота и серы, очистка дымовых газов от летучей золы со степенью не ниже 99 % затруднено при использовании экибастузского угля.
Связано это с тем, что он высокозольный (40 - 45 %), и не подвергается обогащению из-за того, что является "перемятым" Поэтому для достижения существующих норм выбросов золы на уровне не выше 50 мг/ м3, степень очистки дымовых газов после сжигания должна составлять не менее 99,9 % что в длительном эксплутационном режиме даже для электрофильтров трудно достижимо.
То же самое можно сказать и об окислах серы, выбрасываемых в атмосферу, и которые зависят от содержания серы в топливе, а оно повышено, что так же вызовет негативные экологические последствия.
Из-за высокого содержания золы в экибастузских углях в 80-х годах государством выдвигались требования по комплексной переработке золошлаковых отходов ГРЭС, а именно - устранение пыления при складировании, получение стройматериалов и извлечение глинозема. По этой программе работали ряд научно-исследовательских институтов, и эти работы тоже необходимо возобновить.
На экибастузской площадке должны быть введены дополнительные мощности. По контракту недавно состоявшейся передачи в управление ЭГРЭС-2 компании АО "Аccess Industries" последняя обязуется произвести расширение станции путем строительства 3 и 4-го блока общей мощностью 1000 МВт.
И основное, по китайскому проекту. Выработка электроэнергии в размерах около 40 млрд. кВтч, потребует сжигания 25 млн. тонн экибастузского угля в год, а выбросы парниковых газов и золошлаковых отходов составят 40 млн. и 10 млн. тонн в год, соответственно.
Таким образом, при реализации Китайского проекта возникает большая экологическая нагрузка на промышленно развивающуюся Павлодарскую область. Поэтому необходимо строго взвесить стоит ли превращать наши земли в золоотвал, с ухудшением почвенного покрова на больших территориях, загазовыванием атмосферы, при котором получаемая энергия будет поступать для нужд соседней страны.
Может быть следует придерживаться Стратегии индустриально-инновационного развития и отходить от сырьевой направленности, а получаемую э/энергию в республике направлять на получение добавленной стоимости, путем развития высокотехнологических и экологически чистых производств?
А введение дополнительных мощностей на экибастузской площадке ограничить расширением ГРЭС-2, в перспективе вплоть до 8 блоков.
В отношении же Южно-Казахстанской площадки необходимо рассмотреть дополнительный вариант - сжигание шубаркольского угля, являющегося наиболее качественным и экологически чистым углем республики.
Обычно реальные сроки возведения ТЭС, составляет как минимум 4 - 5 лет. В эти сроки входит разработка ТЭО, проектирование, размещение заказов на оборудование, строительство и монтаж, пуско-наладочные работы.
При возведении новых станций возникнут серьезные проблемы с кадровым обеспечением. Тепловые электрические станции из всех отраслей экономики являются наиболее сложными в плане технологии и автоматизации, и их возведение требует наиболее высококвалифицированных кадров.
В советской практике строительства таких станций обычно в подрядчиках было 10-15 специализированных организаций с общим штатом в тысячи человек.
К сожалению, в настоящее время указанные организации практически утрачены, не говоря уже даже о высокоразрядных сварщиках.
Важное значение при выборе теплоэнергетических мощностей имеет выбор производителей оборудования.
В частности, для надежного и эффективного сжигания каждой марки угля необходимы соответствующие по конструкции котлы, которые все время совершенствуются. Тем не менее, надо базироваться, как уже указывалось выше, на котел П-57 или предлагаемые Подольским заводом нового типа котлы для экибастузских углей с повышенным кпд теплового цикла (45%).
Во всяком случае необходимо детальное рассмотрение специалистами преимуществ эксплуатируемых или нового в проекте котла.
Западное теплоэнергетическое оборудование наиболее совершенно и представлено котлами с циркулирующим слоем (наиболее экологически чистые) и проверенными котлами с повышенными параметрами пара, что существенно повышает их КПД. Но в то же время оно соответственно и более дорогое.
В настоящее время производители оборудования станций привязывают цену продукции к рыночной стоимости на сырье, черный и цветной металл, энергоносители и т.д., цены на которые выросли в последние годы в 3-4 раза.
Поэтому, за показательный пример стоимости, можно привести инвестиционный проект по расширению Троицкой ГРЭС, сжигающей экибастузский уголь, путем строительства 10-го блока (котел П-57). Проект обсуждался в середине июля этого года с соинвестором ОА "СУАЛ" Стоимость проекта оценивалась в 1450 долл. США на 1 кВт мощности. А ведь расширять станцию дешевле, чем строить на новой площадке.
В связи с изложенным будущая реальная цена возведения крупной ТЭС, составит как минимум 1500 долл./квт и официальные данные по сумме инвестиций на строительство новых станций, например, на Балхашской площадке явно занижены.
Дефицит энергомощностей наблюдается и в сопредельных государствах - России, Киргизии, Узбекистане.
В связи с нарастающим дефицитом мощности РАО "ЕЭС России" разработана инвестиционная программа на 2006 - 2010г., которой предусматривается общий объем ввода новых мощностей на уровне 21,8 ГВт, а ежегодная сумма инвестиций составляет 20 млрд. долл.
Узбекистан же заключил контракт на восстановления котлов своих тепловых станций с российскими заводами на сумму 1 млрд.долл. США.
Интересен механизм гарантирования инвестиций в энергоисточники, который оговорен в постановлении правительства РФ № 738, суть которого в том, что РАО ЕЭС вернет инвестору разницу между рыночной ценой на электроэнергию и той, которая необходима для окупаемости проекта, за счет государственных средств.
В условиях, при средней по отрасли рентабельности по чистой прибыли 3-5% и при инфляции 11%, указанный механизм может быть интересен не для широкого круга инвесторов, а скорее для крупных промышленных потребителей электроэнергии.
На фоне предстоящей консолидированной работы энергосистем вышеуказанных республик в общем рынке электроэнергии крупные корпорации России уже проводят усиленные поиски энергоисточников в нашей республике с целью приобретения, инвестирования или заключения долгосрочных контрактов (Чубайс, Ваксельберг) В целом можно ожидать в течении 2-3 ближайших лет, существенный переток электроэнергии в российскую промышленность, так как она обладает большими финансовыми возможностями и рентабельными предприятиями, которые позволяют скупать электроэнергии по ценам намного выше, чем рядовые покупатели оптового рынка.
Казахстану предстоит в ближайшее время ратифицировать Киотское соглашение. По нему допустимые выбросы парниковых газов в республике предварительно определены на уровне 320 млн.тонн/год (уровень 90 года), при существующих сейчас где-то 220 млн. тонн/год.
Однако за предоставленный нам международным сообществом период до 2012г., судя из вышеприведенных цифр, для нужд республики будет задействовано в лучшем случае 1000 - 1200 МВт и будет построено (но навряд ли успеем) мощностей не более чем на 1000 МВт. (без учета ЖГРЭС).
После 2012 года согласно Киотскому соглашению республика будет обязана зафиксировать и в дальнейшем снижать выбросы. Тем самым в долгосрочном периоде (после 2012 года) Казахстан останется с дефицитом электрообеспечения.
В мире работает ряд бирж по торговле квотами, на них происходит нарастание объема торгов, а существующие цены составляют 10 - 15 долл/тонна. Тем самым ежегодная стоимость выбросов по квоте в 100 млн. тонн составляет $1 - 1,5 млрд.
По-видимому, в настоящее время от каких-либо операций с квотами, тем более в таких объемах, необходимо воздержатся, дождаться ратификации и все тщательно рассчитать. Возможно, путем продажи части квоты (а освоить всю квоту к 2012 году мы, уже явно не успеем) необходимо ускоренно возвести дополнительные энергоисточники для собственных нужд.
В Казахстане, в настоящее время, какой-либо конкретной программы по выводу из назревающего кризиса энергоснабжения республики не имеется. А ведь это дорогостоящие меры, требующие ускоренного решения и миллиарды долларов инвестиций.
Рациональность их использования зависит от решения комплекса задач: выбора направлений развития, типов энергоисточников, анализ их эффективности и перспектив, необходимый баланс соотношений при их внедрении в республике, решения экологических вопросов, выбора рациональных площадок размещений, выбор типа и конструкционных особенностей устройств и оборудования, эффективность в плане капиталовложений и дальнейшей эксплуатации, ремонтопригодности, замены комплектующих, наличие квалифицированных трудовых ресурсов при возведении и эксплуатации и т.д.
Или же, к примеру, как решается проблема электроснабжения юга Казахстана. Ежегодная дотация ЖГРЭС с 300 млн. тенге в 2000 г выросла до 12 млрд. тенге, требуемых в предстоящий осеннее зимний период 2006/2007г.
Отказ же в дотации повлечет увеличение стоимости электроэнергии ЖГРЭС с 1,8 до 6-7 тенге. А ведь имеется ТЭО по переводу ЖГРЭС на уголь путем модернизации котлов, при которой электроэнергия станции становится конкурентоспособной с северной. Необходимая сумма инвестиций на реконструкцию составляет так же 12 млрд. тенге, и эти средства вернулись бы инвестору в течение 3 - 4 лет.
Сама же реконструкция может проводиться на действующей станции путем вывода каждого корпуса (блока) на 2-3 месяца на модернизацию. На ТЭО имеются положительные экспертные заключения и отзывы ведущих научных организаций России и Казахстана, а так же крупнейшего Подольского котельного завода (производителя котлов ЖГРЭС).
Повышение эффективности использования энергии, позволяет отказаться от резкого наращивания производства энергии или заметно сократить его масштабы.
По удельной энергоемкости внутреннего валового продукта РК превосходит в 2,5 - 4 раза, чем ведущие страны. Принятый в 1997 году Закон "Об энергосбережении" хотя и предусматривает ряд мер - развитие возобновляемых источников, внедрение энергоэффективной новой техники и т.д. Однако основные положения закона остаются декларативными, не реализуются на практике, а отсутствие государственных стимулов обуславливает их игнорирование секторами экономики.
А ведь вложения в энергосбережение в 3 - 5 раз эффективнее, чем выработка энергии.
Между тем практически во всех развитых государствах меры по энергосбережению являются приоритетной государственной политикой
Сокращение объемов энергопотребления на 20 % к 2010 году объявил Китай.
Белоруссия утвердила государственную программу энергосбережения на 2006 - 2010гг стоимостью $4,675 млрд. долл., в результате реализации которой энергоемкость ВВП снизится на 26 - 30,4 проц.
В России в период 2003-2005 годов в рамках Программы "Энергоэффективная экономика" уже достигнута экономия топлива в объеме около 120 млн. т. у.т.
Стратегия снижения удельной энергоемкости производств в основном должна предусматривать:
- разработку и утверждение нормативных актов по контролю и механизмам воздействия на предприятия и предоставления им преференций по выполнению Закона "Об энергосбережении";
- разработку и выполнение каждым предприятием своей программы энергосбережения, соответственно, такие же программы должны быть в каждой отрасли, области;
- развитие энергоаудита, энергетического консалтинга;
- ведение мониторинга энергосбережения.
Основным же путем решения задач является структурная трансформация ВВП в направлении повышения доли малоэнергоемких, высокотехнологических производств.
В настоящее время, когда происходит переоценка энергетических ценностей и резко возрастает стоимость жидкого и газообразного топлива, запасы которых по сравнению с углем значительно меньше (35 и более 200 лет соответственно) в мировой энергетике резко активизируются работы по увеличению потребления угля и повышению технологического КПД их использования. Пылеугольным факелом угля можно практически заменить большинство теплотехнических процессов горения мазута или газа в металлургических, строительных производствах при производстве обжига извести, кирпича, цемента и т.д.
Переводом же котельных с сжигания мазута и газа на уголь можно в 2 - 3 раза снизить стоимость теплоснабжения населения.
Кроме того, в этой статье не затронуты такие важные проблемы энергетики как электрические сети и системы, которые играют не меньшую роль, чем обсуждаемые выше вопросы.
Исходя из вышеизложенного, для преодоления наступающего электроэнергетического дефицита, необходимо усилить государственные меры по ускоренному развитию энергетики и энергосбережения, путем приданию этим направлениям приоритетного значения в государственной политике с обязательной финансовой поддержкой.
Президент РК Н. Назарбаев, выступая на открытии третьей сессии Парламента РК, привел цитату Отто фон Бисмарка: "с плохими законами и хорошими чиновниками управление еще возможно, но с плохими чиновниками не помогут никакие законы".
Думается, наряду с усилением законодательной базы по энергетике, для того чтобы чиновники не были "плохими" при принятии решений, необходимо чтобы их решения основывались на объективных, научно-технических и экономических обоснованиях выполненных высококвалифицированными специалистами, а государству целесообразно инициировать создание научно-технического центра энергетики (хотя бы на базе КазНИИэнергетики ) с дальнейшим финансированием из Фонда науки.
Кандидат технических наук Е. Ахметов