ТЭК Дальнего Востока: от тактики выживания к стратегическим решениям

Вестник ДВО РАН. 2005. № 5

В.Д.КАЛАШНИКОВ

ТЭК Дальнего Востока: от тактики выживания к стратегическим решениям

Рассматриваются тенденции развития топливно-энергетического комплекса Дальнего Востока после 1998 г. Обсуждаются проблемы и структурные особенности современной энергетической ситуации в регионе. Предлагаются принципы и методы управления стратегическим развитием ТЭК Дальнего Востока

Energy Development of the Russian Far East: from Survival to Strategic Decisions. VD.KALASHNIKOV (Economic Research Institute, FEB RAS, Khabarovsk).

Trends of energy development of the Russian Far East through the post-crisis period are considered. Problems and structural features of the current energy picture of the region are discussed. Management principles and techniques for the strategic development of the Far-Eastern energy industries are proposed.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представлен в Дальневосточном федеральном округе (ДВФО) производственными предприятиями, сбытовыми и управляющими структурами электро-, теплоэнергетики, угольной, нефтегазовой, нефтеперерабатывающей промышленности, а также энергетическими и профильными снабженческими организациями жилищно-коммунального хозяйства и материально-технического снабжения. Большие расстояния, необжитые пространства (особенно в северных и северо-восточных районах), неравномерное освоение региона обусловили базирование топливо-, энергообеспечения промышленных узлов и населенных пунктов на небольших предприятиях ТЭК и технологических комплексах. Наиболее перспективна широтная зона «Юг Дальнего Востока-Сахалин» со сравнительно благоприятными условиями концентрации производства топливно-энергетических ресурсов, технологической централизацией их транспортировки и распределения. В материковых границах зоны создана Объединенная электроэнергетическая система Востока (ОЭС Востока). На остальных территориях выделяются порядка 18-20 автономных энергорайонов, а также десятки пунктов локального, изолированного энергообеспечения.

Макроструктура топливо-, энергоснабжения Дальнего Востока, с «окраинным и запертым» характером поставок и использованием топливно-энергетических

КАЛАШНИКОВ Виктор Дмитриевич - кандидат экономических наук (Институт экономических исследований ДВО РАН, Хабаровск).

Статья подготовлена при поддержке гранта РГНФ, поддержанного Региональным экономическим советом (2005-2006 гг.), а также совместного гранта ДВО РАН и СО РАН (проект № 04-2-0-00-019).

ресурсов (ТЭР), при относительно небольшом, но рассредоточенном по большой территории валовом энергопотреблении, не изменилась. На Дальнем Востоке нет развитой технологической инфраструктуры, разветвленного доступа к мощным независимым производителям ТЭР, чтобы вести политику диверсификации и понижения цен, используя возможности межрегиональной и международной конкуренции. В сущности, все поставки энергоресурсов в районах Дальнего Востока осуществляются в режиме высокой рыночной концентрации: их целесообразно выполнять крупными производственными структурами вертикально и даже горизонтально интегрированного типа (по примеру таких вертикальных холдингов, как ОАО «НК Роснефть», ОАО «Сибирская угольная энергетическая компания», ОАО «РАО ЕЭС России» и др). Основные показатели добычи (производства) топливноэнергетических ресурсов в ДВФО в 2000-2004 гг. показаны в табл. 1.

Таблица 1

Производство топливно-энергетических ресурсов в ДВФО

Производство 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г.

Электроэнергия, млрд кВт-ч Нефть, млн т Природный газ, млрд м3 Уголь, млн т Нефть (первичная переработка), млн т 38.8 39,0 38,6 38,85 39,97 3.8 4,2 3,6 3,6 4,0 3,5 3,5 3,5 3,6 3,6 28.3 28,2 30,1 30,7 31,8 6.3 6,7 7,4 9,1 8,8

Источник: [4, 5].

Хозяйственные структуры ТЭК занимают заметные позиции в экономических показателях Дальнего Востока. Только в промышленных отраслях комплекса создается около 10% валового регионального продукта (ВРП), 28% промышленной продукции, занято 4% экономически активного населения ДВФО. В связи с реализацией капиталоемких проектов Сахалин-1, Сахалин-2, проекта строительства Бурейской ГЭС инвестиции в модернизацию и развитие ТЭК Дальнего Востока в 2003-2004 гг. в среднем превышали 50% капиталовложений региона в основной капитал.

В последние 3-4 года ТЭК Дальнего Востока приобретает новые черты, ряд структурных особенностей и перспектив. Проанализируем их.

На фоне оживления национальной и региональной экономики с 2002 г. усиливается тенденция стабилизации в текущем топливо-, энергоснабжении потребителей ДВФО. В сравнении с кризисным периодом второй половины 1990-х годов острые проблемы неплатежей, задолженностей, использования бартерных и зачетных схем в расчетах за потребленные топливно-энергетические ресурсы заметно ослабли. В 2003-2004 гг. текущие расчеты акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго) ДВФО финансируются в полном объеме денежными средствами и высоколиквидными векселями, тогда как, например, по итогам 1997 г. доля денежных средств и ликвидных бумаг в оплате реализации электро-, теплоэнергии составляла всего 18,1% (табл. 2).

Улучшение текущих расчетов в электро- и теплоэнергетике позитивно отразилось на оплате поставок топлива угольными, нефтегазовыми компаниями. Накопление нормативных запасов топлива в «большой» энергетике в последние три года идет в соответствии с установленными графиками. Решение финансовых проблем с расчетами за потребленные топливно-энергетические ресурсы позволяет перенести акценты и приоритеты в энергетической политике региона с оперативных задач «выживания» под девизом «день простоять и ночь продержаться» на постановку и решение задач по расшивке действительно «узких» мест» и, главное, -

Структура оплаты отпущенной электроэнергии и теплоты по АО-энерго Дальнего Востока, %

Структура оплаты 1996 г. 1997 г. 2003 г.* 2004 г.*

Подлежит оплате, всего Неплатежи Взаимозачеты Деньги и ценные бумаги 100 100 100" 100" 27,1 25,3 0 0 51,5 56,6 0 0,1 21,3 18,1 100 99,9

* За январь-сентябрь; ** фактическая реализация (превышает статью «подлежит оплате» на 3,4% в 2003 г., на 0,3% в 2004 г.).

Источник: данные ОЭС ДВ «Востокэнерго», аппарата полномочного представителя Президента РФ в ДВФО.

на извлечение выгод и стратегических перспектив от реализации комплексных проектов освоения ТЭР Дальнего Востока.

В 2003-2004 гг. продолжалась работа по стабилизации среднеотпускных тарифов на электрическую энергию и централизованное тепло, поставляемых АО-энерго Дальнего Востока (табл. 3). В 2004-2005 гг. по АО-энерго в основном ликвидированы многолетние структурные перекосы в тарификации электрической энергии, тепла (субсидирование тепловой энергии). В I квартале 2005 г. средний индекс роста тарифов на электричество на Дальнем Востоке примерно соответствовал темпу фактической инфляции1. При этом по результатам работы в 2004 г. все АО-энерго региона вышли на уровень операционной рентабельности.

Не разрешены, тем не менее, многолетние стоимостные диспропорции (перекрестное субсидирование) между группами потребителей (социальные и производственные потребители), продолжается межрегиональное субсидирование оптового рынка ОЭС Востока2. Стабилизировалась разница среднеотпускных тарифов на электроэнергию, тепло между регионами Дальнего Востока и Россией: в 1,6 раза по электроэнергии и 1,8 раза по теплу.

Средние цены на профилирующие виды котельно-печного топлива (уголь энергетический, природный газ) в 2003-2004 гг. менялись в ДВФО в диапазонах, близких индексу инфляции. Реальный (с поправкой на инфляцию) рост наблюдается в секторе готовых нефтепродуктов, цены которых определяются очень высокой динамикой мировых цен на нефть и производные нефтепродукты и в то же время практически не зависят от уровня внутренних цен на конкурирующие носители (природный газ, уголь).

После длительного структурного кризиса, начавшегося в конце 1980-х годов, постепенно стабилизируется производственное и финансовое положение в профилирующей топливной отрасли Дальнего Востока - угольной промышленности

1 Индекс потребительских цен в I квартале 2005 г. по отношению к аналогичному периоду 2004 г. составил в РФ 113,6%.

2 По данным ОАО «РАО ЕЭС России», в зоне розничного обслуживания ОЭС Востока (без южной Якутии) разница между экономически обоснованными и фактическими тарифами на тепло и электроэнергию для субсидируемых социальных групп потребителей составила в 2004 г. порядка 3,45 млрд руб., или около 12,4% от товарной реализации ОАО «Дальэнерго», «Хабаровскэнерго», «Амурэнерго». Прекращение перекрестного субсидирования в ОЭС Востока потребует увеличения тарифов для льготных групп потребителей примерно на 30% (в основном по электроэнергии). Межрегиональное субсидирование оптового рынка электроэнергии ОЭС Востока, осуществляемое в течение последних 10 лет через стоимостной баланс ФОРЭМ, составило в 2004 г 3,1 млрд руб. (примерно 15% от среднего отпускного тарифа в рознице ОЭС Востока).

Средние тарифы на электро-, теплоэнергию в районах Дальнего Востока*

Территория Средние тарифы в I кв. 2005 г. Индекс роста, %

Электроэнергия, коп./ кВт-ч Тепло, руб./ Гкал Электроэнергия Тепло

Россия, в среднем 92,9 346,0 111,6 117,0

Дальний Восток, в среднем 149,45 637,0 111,1 116,9

Амурская область 106,5 553,4 102,7 107,9

Приморский край 133,3 713,0 110,1 113,0

Камчатская область 327 1084,7 136,8 106,9

Сахалинская область 192 769,2 105,1 112,1

Хабаровский край 160 529,5 109,1 109,9

Республика Саха (Якутия) 159,4 440 111,9 130,2

* По зонам обслуживания АО-энерго.

Источник: данные ОАО «РАО ЕЭС России».

(занимает 64% в производстве первичной энергии). После закрытия во второй половине 1990-х годов особо убыточных шахт в Приморском крае, Сахалинской и Магаданской областях доля подземного способа в добыче угля на Дальнем Востоке составила в 2002 г. 11,8% (26,1% в 1991 г.). В 2004 г. добыча угля в регионе вновь увеличилась более чем на 1 млн т (на 3,4% по сравнению с 2003 г). Северные энергорайоны и узлы Дальнего Востока (за исключением Магаданского энергоузла) в основном уже сами обеспечивают себя твердым топливом либо эффективно кооперируются в углеснабжении (Камчатка, Чукотка, Сахалин, северо-восточные районы Якутии). Юг региона испытывает товарный дефицит угля, который покрывается поставками из Забайкалья и Восточной Сибири. Однако ощутимый прирост в добыче угольного топлива в районе ограничен недостатком инвестиций: для них нет надежных долгосрочных гарантий по сбыту продукции.

Инвестиций в отраслях ТЭК региона по-прежнему недостаточно для модернизации оборудования и обеспечения надежности топливо-, энергоснабжения производственных потребителей и социальной сферы ДВФО. Тем не менее в 2002-2004 гг. на энергетических проектах ФЦП «Дальний Восток и Забайкалье» было освоено 49,2 млрд руб. (64,6% суммарных программных инвестиций), среди которых находится в стадии реализации группа важнейших структурных проектов (их около 35)3.

Наиболее заметные результаты достигнуты в реализации капиталоемкого проекта строительства Бурейского гидроэнергетического комплекса расчетной мощностью 2 млн кВт (средняя многолетняя выработка 7,1 млрд кВт-ч в год). Ввод в 2004 г. в промышленную эксплуатацию третьего гидроагрегата Бурейской ГЭС мощностью 300 МВт позволил увеличить мощность станции практически вдвое -до 670 МВт, расчетную выработку электроэнергии - до 2 млрд кВт-ч в год. Ввод в действие на Бурейской ГЭС гидроагрегата № 4 (330 МВт) предполагается в ноябре 2005 г.

Параллельно для передачи энергии Бурейской ГЭС построена высоковольтная линия (ВЛ) на напряжении 500 кВ Приморская ГРЭС - подстанция (ПС) Хабаров-

3 Во всех промышленных отраслях ТЭК Дальнего Востока в 2002-2004 гг. отмечается рост инвестиционных вложений. В суммарной оценке капиталовложения энергетического сектора региона имеют очень высокие веса из-за инвестиционных расходов по проектам Сахалин-1, Сахалин-2. В 2003 г. инвестиции по Сахалин-1 составили 1,24 млрд долл. США, Сахалин-2 - 1,67 млрд долл. (суммарно 86,7 млрд руб., или 49,1% от всех капвложений в основной капитал Дальнего Востока в 2003 г.) [1, с. 40].

ская, продолжается строительство заключительного сетевого комплекса на 500 кВ в составе ВЛ Бурейская ГЭС - ПС Хабаровская, ПС 500 кВ Хехцир-2, ВЛ ПС Даль-невосточная-Владивосток с ПС Владивосток. Реализация проекта Бурейской ГЭС при завершении строительства транзитного сетевого комплекса на 500 кВ гарантирует экономичное обеспечение внутренних потребностей в энергии и мощности юга Дальнего Востока до 2010-2012 гг.4, открывает перспективы для предложения энергии на рынки Китая, стран Корейского полуострова.

После самых тяжелых (в конце 1990-х годов) провалов в работе ЗАО «ЛуТЭК», вызванных в том числе технологическим кризисом и спадом производства на Лу-чегорских разрезах (до 3 млн т угля), целевые вложения (около 1,5 млрд руб), направленные ОАО «РАО ЕЭС России» в 2000-2003 гг. на техническое развитие, позволили довести объем добычи энергетических углей на Лучегорском угольном комплексе в 2004 г. до 6,25 млн т. Это в основном соответствует потребностям по расчетной выработке Приморской ГРЭС.

В 2001-2003 гг. завершены пуско-наладочные работы на двух блоках Мутнов-ской ГеоТЭС суммарной мощностью 50 МВт. Проект был реализован в соответствии с решением правительства РФ на средства Европейского банка реконструкции и развития (ЕБРР). В 1998 г. ЕБРР под гарантию Правительства Российской Федерации предоставил кредит в размере 99,9 млн долл. Российская часть инвестиций составила 50 млн долл.

В настоящее время на Камчатке на источниках возобновляемой энергии эксплуатируются Верхне-Мутновская ГеоТЭС мощностью 12 МВт с годовой выработкой 70 млн кВт-ч, Мутновская ГеоТЭС (50 МВт, 187 млн кВт-ч), Толмачевские ГЭС-1 и ГЭС-3 (20,6 МВт, 20,5 млн кВт-ч), а также Паужетская ГеоТЭС (11 МВт). Продолжается строительство Толмачевской ГЭС-2 расчетной мощностью 24,8 МВт. Доля этих источников в производстве электроэнергии в энергосистеме Камчатки составляет свыше 21% с перспективой ее доведения до 30%.

В 2002-2004 гг. выполнялись работы на двух угольных мини-ТЭЦ в Корякском автономном округе: «Палана» (электрической мощностью 5 МВт, срок окончания строительства 2005 г.) и «Корф» в с. Тиличики (6 МВт, 2006 г.). Топливная база -местные угли разрабатываемого Корфского и предполагаемого к освоению Палан-ского буроугольных месторождений. Ежегодная экономия средств (за счет замещения привозного дизельного топлива и угля) от пуска в эксплуатацию двух мини-ТЭЦ составляет порядка 125 млн руб. при необходимых капзатратах 330 млн руб.

В 2002-2004 гг. продолжалось строительство важнейших и капиталоемких объектов газотранспортной инфраструктуры. К середине 2004 г., по данным аппарата полномочного представителя Президента РФ в ДВФО, по проекту «Газопровод Средневилюйское ГКМ-Мастах-Берге-Якутск, 3-я нитка» (расчетная производительность 2,6 млрд м3/ год, протяженность 382,6 км, сметная стоимость 2,9 млрд руб., срок ввода в эксплуатацию 2008 г.) построено 120,2 км трассы, освоено 1,4 млрд руб. По проекту «Газопровод Сахалин-Комсомольск-на-Амуре-Хаба-ровск» (4,5 млрд м3, 502,3 км, 13,2 млрд руб., 2006 г.) уложено 220 км труб, освоено 3,4 млрд руб. По проекту «Газопровод “Соболевский район (Нижне-Квакчинское месторождение)-Петропавловск-Камчатский”» (389 км, 9,7 млрд руб., 2006 г.) освоено 3,2 млрд руб., расчищено 234 км просеки, уложено в траншею 96 км труб.

4 По оценкам ОАО «РАО ЕЭС России», эффективная загрузка тепловых электростанций ОЭС Востока и вывод в 2007 г. Бурейской ГЭС на выработку 6,3 млрд кВт-ч позволят снизить средневзвешенный тариф на электроэнергию в ОЭС Востока в реальном исчислении на 10-12% в сравнении с базовыми условиями 2004 г.

В 2004 г. выполнялись работы по обустройству Западно-Озерного месторождения в Чукотском автономном округе. Построен и введен в опытную эксплуатацию газопровод Западно-Озерное месторождение-Анадырь (104 км, 200 млн м3, 3,1 млрд руб.). В этом же году на юге о-ва Сахалин завершены работы по газопроводу Анива-Троицкое-Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (50 км, 0,5 млрд руб.), ведется подача газа до 120 млн м3/ год.

Есть позитивные результаты и на объектах угольной промышленности ДВФО (шахта «Северный Ургал», разрез «Ерковецкий», разрез «Ушумунский», разрез «Не-рюнгринский»), в реализации проектов расширения зоны централизованного электроснабжения в Хабаровском крае, Республике Саха (Якутия), Чукотском автономном округе, реконструкции и модернизации распределительных электро-, теплосетей.

Примерно с 2000 г. ключевые операторы энергетического рынка ДВФО подвергаются экспансии со стороны крупных финансово-промышленных групп России, обладающих мощным инвестиционным потенциалом. Наиболее заметные поглощения, слияния и вертикальные изменения в структуре собственности операторов ДВФО происходят либо готовятся в угольной промышленности и электроэнергетике, которая находится в процессе масштабной реструктуризации.

Среди таких финансово-промышленных бизнес-групп и вертикальных преобразований следует выделить следующие. ОАО «Сибирская угольная энергетическая компания» (ОАО «СУЭК»). Группа ОАО «СУЭК» (более 35% общей добычи энергетических углей по стране) получила разрешение от Федеральной антимонопольной службы России на приобретение 100% акций ЗАО «Приморская угольная компания», ОАО «Приморскуголь», ОАО «Ургалуголь», ООО «Северный Ургал», а также приобрела 47% контрольного пакета ЗАО «ЛуТЭК». Перечисленные компании добывают порядка 12 млн т угля, обеспечивая почти 50% потребности юга ДВФО в энергетических углях. Одновременно группа ОАО «СУЭК» получила одобрение на покупку 46% акций (с правом голоса) ОАО «Хабаровскэнерго», 47% - ОАО «Дальэнерго», 47% - ОАО «Амурэнерго», приобрела 22,25% акций ОАО «Якутскэнер-го» (электростанции этих компаний, а также Приморская ГРЭС ЗАО «ЛуТЭК» обеспечили в 2004 г. свыше 77 % валовой выработки ОЭС Востока). Группа ООО «ЕвразХолдинг». Она через ООО «Амурский уголь» приобрела в 2004 г. основные фонды ОАО «Дальвостуголь» (проектная производственная мощность 5,0 млн т в год, добыча в 2004 г. - 3,1 млн т, основный добывающий актив - разрез «Ерковецкий»). Группа финансирует также строительство в южной Якутии двух шахт с проектной годовой добычей около 4 млн т коксующегося угля. ОАО «Стальная группа Мечел». Приобрела блокирующий пакет (25% + 1 акция) ОАО ХК «Якутуголь» (более 9 млн т добычи каменного угля в год). ОАО «ГидроОГК». В ходе программы реструктуризации электроэнергетики РФ компания получила под свой контроль ОАО «Бурейская ГЭС» и ОАО «Зейская ГЭС». Суммарная установленная мощность гидроэлектростанций «ГидроОГК» составляет почти 23 млн кВт.

По программе реструктуризации электроэнергетики РФ также планируется передача в 2006 г. под управление национальной сетевой компании ОАО «ФСК ЕЭС» магистральных сетевых комплексов АО-энерго юга Дальнего Востока, отвечающих критериям, оговоренным в постановлении правительства [3].

Ожидается расширение деятельности крупных нефтегазовых компаний Российской Федерации на рынке нефти и газа ДВФО (ОАО «НК Роснефть», ОАО «НК Альянс», ОАО «Сибнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «РАО Газпром»), из которых первые две уже контролируют основные активы в нефтяном, нефтеперерабатывающем, нефтесбытовом и газовом секторах юга Дальнего Востока, в частности в Сахалинской области, Хабаровском и Приморском краях.

В июне 2005 г. на совещании при полномочном представителе Президента РФ в ДВФО и правления ОАО «РАО ЕЭС России» принципиально одобрена особая схема реформирования АО -энерго ДВФО. Основа реформирования - создание к началу 2007 г. единой холдинговой компании ОАО «Дальневосточная энергетическая компания» (ОАО «ДЭК») с контрольным государственным пакетом (более 50%), которая, в свою очередь, будет владеть акциями вновь создаваемых дочерних компаний по видам деятельности (генерация, распределительные сети, сбыт). Рынок электроэнергии округа будет обслуживаться двумя генерирующими компаниями вертикального типа - ОАО «ДЭК» и ОАО «ГидроОГК».

Организация и деятельность ОАО «ДЭК» требует ряда изменений и дополнений в нормативно-правовых актах Российской Федерации, принятия специальных организационных процедур, решения вопросов на уровне Правительства РФ по компенсации «выпадающих» доходов в связи с ликвидацией межрегионального субсидирования, а также существующего перекрестного субсидирования.

На Дальнем Востоке рост промышленности, грузооборота транспорта, валового регионального продукта не требует заметных приростов в использования энергии и топлива. За 1998-2003 гг. реальный ВРП ДВФО увеличился примерно на 28,8%, в то же время валовое потребление электроэнергии возросло только на 12% (в южной зоне - на 20,4%). В 2004 г. прирост промышленного производства составил 6,7%, а электропотребление в регионе увеличилось на 2,7% (на юге - 2,2%)5. Еще меньшими темпами характеризуется прирост потребления централизованного тепла и в целом первичной энергии.

Умеренные потребности в энергии и топливе при относительной стабилизации реальной динамики тарифов на энергию и цен на основные виды котельнопечного топлива (уголь, природный газ) заметно ослабили давление энергетических затрат на структуру издержек конечных производственных потребителей Дальнего Востока. Например, в затратах промышленных предприятий Хабаровского края6 доля расходов на топливо и энергию составила в 2003 г. 8,3%, тогда как в 1995 г. - 15%.

Под влиянием положительной общеэкономической динамики, внешнеэкономической конъюнктуры энергетического сырья, а также в результате привлечения к управлению предприятиями ТЭК финансово-промышленных групп в Сибири и на Дальнем Востоке увеличиваются добыча и производство топлива. При этом производство электроэнергии и тепла характеризуется балансовым избытком генерирующих мощностей и жестко обусловлено динамикой внутреннего потребления этих носителей, которая в целом ощутимо отстает от темпов экономического роста.

Существующие незагруженные мощности по углю в Забайкалье, Восточной Сибири, а также ожидаемое с 2006 г. предложение на внутренний рынок природного газа с шельфа Сахалина надежно обеспечивают потребности в котельно-печном топливе на юге Дальнего Востока и Сахалине. Северные и автономные районы ДВФО в целом сами обеспечивают себя углем и ввозят нефтепродукты из Хабаровского края и Восточной Сибири.

5 В целом это необычная для мировой динамики пропорция между ростом экономики и возрастанием использования электричества. Как правило, пропорция, или эластичность, валовых продуктов по электроэнергии составляет 0,8-0,9 (т.е. на 1% прироста выпуска валового продукта приходится 0,8-0,9% прироста в потреблении электроэнергии). Примерно такая эластичность наблюдалась на Дальнем Востоке в 1986-1990 гг. (по промышленному продукту). Единичная эластичность поддерживается в 1998-2003 гг. в динамике грузооборота железнодорожного транспорта ДВФО.

6 Не включая электроэнергетику.

Реализация важнейших структурных проектов ТЭК, приоритеты иностранных и российских промышленных групп (инвестирование проектов топлива и энергии) позволят Дальнему Востоку на рубеже 2010-2012 гг. поднять производство первичных энергоресурсов до 84-85 млн тут в год, резко перестроить торговый баланс первичной энергии в пользу экспорта энергоносителей (нефть, сжиженный газ, коксующиеся угли, а также электроэнергия на локальные промзоны в Китае), решить параллельно несколько производственных и структурных задач (табл. 4).

В ближайшие 5-7 лет какой-либо явной угрозы системного (балансового) дефицита котельно-печного топлива и электроэнергии в районах Дальнего Востока не существует.

Таблица 4

Динамика производства, потребления топливно-энергетических ресурсов в ДВФО

Ресурсы 2002 г. 2005 г. 2010 ,, . , . 2010 г. 2012 г.

Первичная энергия: производство, млн тут внутреннее потребление, млн тут Электроэнергия, нетто-производство*, млрд кВт-ч 29,8 34,7 84,1 85,3 37,7 39,2 44,2 45,6 35,6 38,2 46,4 47,8

* Валовая выработка за вычетом собственных нужд электростанций. Источник: разработка ИЭИ ДВО РАН.

Очень сложной проблемой остается техническое состояние основных фондов отраслей ТЭК, особенно объектов стационарной энергетики (электро-, теплоэнергетика, сетевое хозяйство ДВФО). Порядка 70% оборудования, которое эксплуатируется на электростанциях, физически и морально устаревшее. Самый большой процент износа основных фондов в ОАО «Дальэнерго», «Сахалинэнерго», «Хаба-ровскэнерго». А согласно проведенным в 2003 г. оценкам технического уровня основных фондов энергетики жилищно-коммунального сектора, износ отопительных котельных в ДВФО достиг в среднем 54,5%, тепловых сетей - 62,8%, распределительных электросетей - более 58%. При всей важности и необходимости нового строительства и развития инфраструктурных проектов, «передышка», обусловленная благоприятными среднесрочными перспективами, должна быть использована на приоритетную модернизацию стационарной энергетики.

Принципиальное решение текущей и среднесрочной балансовой проблемы гарантированного снабжения региона топливом и энергией тем не менее сопровождается хроническими срывами в работе стационарной «малой» (коммунальной) энергетики, запущенностью и плохим состоянием ее производственных объектов и инженерной инфраструктуры, неурегулированностью финансового положения МУПов и структур, занятых эксплуатацией коммунальных котельных, ДЭС, тепловых и распределительных электросетей низких классов напряжения. Именно в коммунальном секторе воспроизводятся кризисные ситуации, наиболее остро проявляющие себя в Корякском автономном округе, Камчатской и Сахалинской областях. Ситуация в малой энергетике Дальнего Востока - действительно «узкое место» и требует специального подхода к его расшивке.

Стационарная «малая» энергетика рассредоточена как технологически, так и организационно7. Централизованные закупки топлива на территориях ДВФО для

7 Только в сфере коммунального теплоснабжения ДВФО работает более 5300 ведомственных и муниципальных отопительных котельных, которые генерируют около 68,5 млн Гкал тепла.

нужд ЖКХ, вертикальная интеграция в управлении коммунальной энергетикой могут и должны являться платформой структурных реформ в сфере предоставления коммунальных услуг.

В последнее время заметно усиливаются позиции Дальнего Востока в СевероВосточной Азии в области энергетики. После многолетних исследований, переговоров, различного рода согласований, проектных проработок, изменений в политических воззрениях заинтересованных стран-партнеров, на широтный ареал «Восточная Сибирь - юг Дальнего Востока» постепенно «наводится» мощный комплекс сырьевых и инфраструктурных проектов топлива и энергии, ориентированных на энергетическую интеграцию России в СВА. Намечаемая специализированная энергетическая инфраструктура для транзита ТЭР (нефте- и газопроводы, высоковольтные ЛЭП), а также транссибирский железнодорожный маршрут сформируют на полигоне «Восточная Сибирь-Сковородино-Благовещенск-Хабаровск и Комсомольск-на-Амуре-юг Приморского края» энергетический коридор, напоминающий по своей форме дугу. Широкая экономическая концепция промышленносервисного развития этой дуги (проект «Амурская дуга») предложена членом-кор-респондентом РАН П.А.Минакиром [2, с. 8].

Приоритеты международного сотрудничества по созданию инженерной инфраструктуры, проектов энергопроизводственной подпитки «Амурской дуги» можно разложить на несколько технологических секций:

сотрудничество в освоении нефтегазовых ресурсов, а также месторождений каменного угля;

совместное развитие магистральной трубопроводной и терминальной инфраструктуры поставок нефти, природного газа;

развитие генерирующих и электросетевых проектов кооперации в сфере электроэнергетики.

Стратегически реализация пакета ресурсных и инфраструктурных энергетических проектов может вывести Дальний Восток из относительного автономного, пока еще радиально «запертого» района в регион производства и транзита мощных потоков углеводородов, электроэнергии, а также угля в направлении центров энергоиспользования в странах СВА.

Крупномасштабные нефтегазовые проекты Сахалин-1, Сахалин-2 уже находятся в фазе интенсивных инвестиционно-строительных работ. Именно за счет этих проектов уже в 2007 г. производство первичной энергии в ДВФО увеличится более чем в два раза, регион рывком перейдет в категорию экспортеров нефти и сжиженного природного газа потребителям из СВА.

Серьезные перспективы открываются для энергетического сектора региона и в связи с готовящимся в 2005 г. правительственным проектом «Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона». Концепция Программы кардинально изменяет структуру стратегических потоков природного газа, оговоренную в проектах, предлагаемых в последние годы различными операторами и компаниями нефтегазового сектора. Проект Программы предусматривает поставки продукции Ковыктинского проекта (Иркутская область) на запад в направлении Единой системы газоснабжения России, тем самым исключает Ковыктинский проект с рынка природного газа СВА. Взамен Программа выводит на рынок СВА по трубопроводам «Амурской дуги» Чаяндинское газовое месторождение (Якутский газодобывающий центр), шельфовые проекты Сахалинского газодобывающего центра.

В декабре 2004 г. Правительство Российской Федерации одобрило строительство трансконтинентального нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО) производительностью 80 млн т нефти в год, примерной стоимостью свыше 11 млрд долл. США. Нефтепровод ВСТО - мощный стратегический инструмент, который может и должен быть использован для более стабильного положения России на мировом рынке нефти, ее геополитического влияния в Тихоокеанском бассейне, включая страны в энергетическое сотрудничество в СВА. Проект ВСТО также должен быть рационально вписан в стратегическую карту промышленного и энергетического развития южной зоны Дальнего Востока, при этом не ограничиваться задачами и относительно скромными эффектами обычного транзита, перевалки экспортной нефти.

Учитывая стратегическое значение для Японии, Китая, Республики Корея нефтепровода ВСТО, целесообразно увязать его реализацию с более широким энергетическим и экономическим сотрудничеством России и СВА, имея в виду прежде всего принятие партнерами конструктивных обязательств и соглашений по созданию интернационального сектора трубопроводного природного газа, открытию рынков электроэнергии, развитию совместных промышленных проектов на полигоне «Амурской дуги».

В июле 2005 г. между ОАО «РАО ЕЭС России» и Государственной электросетевой корпорацией (ГЭК) Китая было подписано соглашение о долгосрочном сотрудничестве, в котором стороны выразили готовность к масштабному расширению импорта электроэнергии из России в КНР. Соглашение принципиально и кардинально меняет сложившиеся до сих пор представления о производственной динамике и структуре развития электроэнергетики юга Дальнего Востока.

Экспорт энергии из ОЭС Востока в китайском направлении не менее 20-25 млрд кВт-ч в год8 будет формировать баланс электроэнергии уже не локальных «островов нагрузки» китайской стороны, а объединенных энергосистем северо-восточных и восточных провинций Китая. Экспорт электроэнергии в этом случае потребует сооружения в ОЭС Востока новых крупных электростанций и должен осуществляться через мощные ЛЭП переменного и постоянного тока на приемные пункты в пограничных провинциях и далее распределяться в соответствии с потребностями и конфигурацией транзитных сетей на китайской стороне. Сегодня же конкретные параметры, аспекты и планы будущих межгосударственных электрических обменов по соглашению о долгосрочном сотрудничестве между ОАО «РАО ЕЭС России» и ГЭК Китая требуют дополнительного совместного изучения и двусторонних переговоров.

Помимо только энергетических выгод трубопроводная и энергетическая инфраструктура «Амурской дуги» формирует ряд важных сопутствующих эффектов: усиливает инвестиционный климат в регионе, открывает возможности для технологического развития смежных производств по переработке углеводородов, энергоемких производств на основе новых экономичных ГЭС, газовых и угольных ТЭС. Но по масштабам производства и капиталовложений проект «Амурская дуга» безусловно требует государственной инициативы и координации.

Основной формой управления и структурного регулирования ТЭК ДВФО в последние 10 лет является федеральная целевая программа «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья в 1996-2005 и на период до 2010 года». В декабре 2003 г. ФЦП «Дальний Восток и Забайкалье» была скорректирована, но ее новая редакция выполнена еще под влиянием инерции общего

8 Выработка электроэнергии источниками ОЭС Востока составила в 2004 г. 26,96 млрд кВт-ч.

спада производства в регионе и стране, повсеместной кризисной динамики в производстве и поставках топливно-энергетических ресурсов, она не учитывает новые структурные изменения, вертикальные преобразования, комплексные проектные предложения в развитии энергетической ситуации в ДВФО и СВА. ФЦП «Дальний Восток и Забайкалье» определяет актуальную задачу надежного обеспечения энергией и топливом регионального развития, но при сохранении фронтальной инвестиционно-проектной поддержки приоритетов энергетики ДВФО.

Фронтальный подход в программировании по принципу «чем больше, тем лучше», с одной стороны, не позволяет локализовать ряд действительно критических факторов в современном состоянии энергоснабжения ДВФО, а с другой - не концентрирует программные ресурсы государства на задачах и приоритетах, открывающих комплексные выгоды для топливо-, энергообеспечения, а также социально-экономического развития территорий ДВФО9. Как показывает опыт комплексного и капиталоемкого проекта Бурейского гидроэнергетического и транзитного сетевого комплекса, стратегически целесообразно «разнести» поставленные в статье проблемы развития ТЭК ДВФО по нескольким необходимым и вполне реализуемым, функциональным, комплексным по отдаче подпрограммам и проектам.

ЛИТЕРАТУРА

1. Иван Малахов: «Отдача от шельфовых проектов должна быть максимальной при минимальном ущербе окружающей среде» // Нефть и Капитал. 2004. № 11. С. 40-43.

2. Инфраструктурный сегмент интеграции России в АТР (выездное заседание Отделения общественных наук РАН) / Арбатская Г.Б. // Вестн. ДВО РАН. 2004. № 6. С. 3-13.

3. Постановление Правительства РФ от 21 декабря 2001 г. № 881 «О критериях отнесения магистральных линий электропередачи и объектов электросетевого хозяйства к единой национальной (общероссийской) электрической сети». Электронная информационно-правовая система «Консультант-Плюс».

4. Регионы России. Социально-экономические показатели. 2004: стат. сб. М.: Росстат, 2004. 827 с.

5. ТЭК регионов России: справочник. Т. 2. М.: ИАЦ Энергия, 2003. 424 с.

9 В 2005 г. вновь корректируется ФЦП «Дальний Восток и Забайкалье», принципы которой в сущности превращают Программу в метод господдержки реконструкции и строительства объектов инженерной инфраструктуры местного значения.