Экономические особенности энергоснабжения Крыма

Бесперебойные поставки электричества на полуостров целиком и полностью зависят от украино-российских отношений. При работе в штатном режиме энергосистема полуострова всё так же зависит от поставок с Украины на 85%.

30 декабря 2014 года был подписан договор о бесперебойной поставке Украиной электричества в Крым за счёт транзита из России. Он будет действовать год, и каждый месяц требует подтверждения. Ситуация шаткая: в любой момент договор может быть расторгнут или поставки прекратятся без расторжения, однако выхода нет.

Сам же полуостров отключён от единой энергосистемы Украины. Значит это примерно следующее: энергосеть Украины огибает Крым, замыкаясь за его пределами, а на сам полуостров электричество поступает по ответвлению

Энергетика полуострова представлена следующими ТЭЦ:

• •     Симферопольская ТЭЦ имени В.И. Ленина

• •    Камыш-Бурунская ТЭЦ

• •     Сакская ТЭЦ (ныне Сакские тепловые сети)

• •     Севастопольская ТЭЦ

• •     Альтернативная энергетика Крыма

Крым может всерьез похвастаться успехами в альтернативной энергетике. По некоторым данным, в последние годы на полуострове до 20 процентов вырабатываемого электричества приходится на возобновляемые источники энергии. Главным образом это — солнечные электростанции и ветряные.

По данным наблюдений, в Крыму в среднем 272 солнечных дня в году.

Ветряная энергетика Крыма представлена семи ветряными электростанциями. Наиболее крупные из них, это — Донузлавская ВЭС (установленная электрическая мощность 18,7 МВт), ВЭС «Водэнергоремналадка» (установленная электрическая мощность 26 МВт), Тарханкутская ВЭС (установленная электрическая мощность 15,9 МВт) и Восточно-Крымская ВЭС (установленная электрическая мощность 2 МВт).

Кры_́мская а_́томная электроста_́нция — недостроенная атомная электростанция, расположенная вблизи города Щёлкино в Крыму на берегу солёного Акташского водохранилища (которое планировалось использовать в качестве пруда-охладителя) . Крымская АЭС в высокой степени готовности была заброшена после аварии на Чернобыльской АЭС (готовность первого энергоблока — 80 %, второго — 18 %).

Первые проектные изыскания были проведены в 1968 году. Строительство начато в 1975 году. Станция должна была обеспечить электроэнергией весь Крымский полуостров, а также создать задел для последующего развития промышленности региона — металлургической, машиностроительной, химической. (Проектная мощность 2000 МВт - 2 энергоблока с возможностью последующего увеличения).

Неблагоприятная экономическая ситуация в стране и катастрофа на четвертом энергоблоке Чернобыльской АЭС 26 апреля 1986 года привели к тому, что к 1987 году строительство было сначала приостановлено, а в 1989 — принято окончательное решение отказаться от пуска станции. К этому моменту на строительство АЭС было затрачено 500 млн советских рублей в ценах 1984 года. На складах оставалось материалов ориентировочно ещё на 250 млн рублей. Станцию начали медленно растаскивать на чёрный и цветной металлолом.

Крымская АЭС была занесена в Книгу рекордов Гиннеса как самый дорогой в мире атомный реактор. Это связано с тем, что в отличие от остановленных в это же время однотипных ей Татарской АЭС и Башкирской АЭС, она на момент остановки строительства имела более высокую степень готовности.

Что же касается появления атомной энергетики в Крыму в целом, эксперты отмечают бесперспективность подобных чаяний. Полуостров отличается повышенной сейсмоопасностью и, хоть керченская платформа имеет более высокую стабильность, строительство в данном районе представляется весьма сомнительным.

Крымская АЭС все равно не смогла бы в ближайшем будущем помочь полуострову справиться с дефицитом тока. Строительство одного блока (нового типа 3+ — повышенной безопасности), как правило, занимает около 4-5 лет и обходится в 2-3 млрд.

При этом рентабельным проект сможет стать только в случае наличия минимально двух энергоблоков. (Оптимальным для таких проектов является 3-4 блока, иначе проект не будет самоокупаться)

Также следует обратить внимание на невозможность начала строительных работ на прежнем месте в Щелкино. С учетом “готовности” площадки, которая составляет даже менее 2% – поскольку вся аппаратура и металлоконструкции давно разобраны и вывезены с территории, — резона в старте проекта нет, поскольку экспертизы фундаментов не проводилось.

К тому же, средняя потребляемая мощность в Крыму составляет около 800 МВт, в то время как большинство возводимых сегодня атомных энергоблоков имеют мощность 1000–1200 МВт. А значит, возводить АЭС, производящую лишнюю мощность, экономически нецелесообразно.

Пик потребления электроэнергии в регионе, то есть в вечерний максимум, в холодное время года составляет 1300 МВт, в то время как собственная генерация электроэнергии позволяет вырабатывать лишь около 130 МВт.

Возможные варианты энергоснабжения Крыма:

• •    Первый предусматривал строительство генерации мощностью примерно 1320 МВт на полуострове;

• •    Второй - строительство ЛЭП или подводного кабеля через Керченский пролив без возведения местной генерации;

• •    Третий - промежуточный (500-600 МВт - на полуострове, а остальная мощность передается через ЛЭП или подводный кабель).

Инвестиции в электроснабжение Крыма и развитие энергосистемы Кубани оцениваются ориентировочно в 71 млрд рублей.

Базовая генерация республики Крым будет обеспечена после строительства двух новых станций, суммарная мощность которых составит 880 МВт: 220 МВт будет генерироваться в Севастополе и 660 МВт в Симферополе.

В бюджете денег на крымскую генерацию нет поэтому Минэнерго долго искало профильных инвесторов. В этой роли чиновники предлагали выступить некоторым российским энергокомпаниям - перенести в Крым еще не построенные энергоблоки, которые все равно нужно вводить в строй, чтобы выполнить обязательные инвестпрограммы.

Но энергокомпании отказались переносить стройки в Крым. Из-за страха международных санкций, не сработало даже предложение Минэкономразвития увеличить норму доходности перенесенным в Крым проектам на 2-4%.

Распоряжением Правительства РФ строительством электростанций в Симферополе и Севастополе займется структура «Ростеха» -инжиниринговая компания ВО «Технопромэкспорт».

Инвестором проекта выступит сам «Технопромэкспорт» - возможно, при поддержке госбанков, с которыми уже проведены предварительные консультации. (Сбербанк и ВТБ)

Возвращать кредиты и окупать проект «Технопромэкспорт» будет за счет предприятий-энергопотребителей из остальных российских регионов. Точная схема возврата инвестиций еще не утверждена, но, по-видимому, для потребителей вырастет плата за мощность. Вероятно, вложения будут возвращаться за 15 лет с некоторой доходностью, не исключено, что с теми же 14% годовых, которые заложены в договоры о поставках мощности. Если этот вариант примут, то переплата за мощность для российских потребителей - юридических лиц составит 7,4 млрд руб. в год, подсчитал аналитик «Ренессанс капитала» Владимир Скляр. Это даст прибавку к цене мощности в 1,8%, к конечной цене электроэнергии - в 0,4% в год. Но с потребителями такая схема не обсуждалась.