Продолжается обсуждение реализации проектов по обеспечению электроэнергией крупных промышленных объектов на Дальнем Востоке. Минэнерго РФ в декабре минувшего года предложило включить систему электроснабжения Баимского ГОКа в Чукотском АО (Билибинский район, казахстанская компания KAZ Minerals) в перечень технически изолированных энергозон (внесенный ведомством проект находится на этапе публичных обсуждений). Проблемой является невозможность для ГОКа и «Росатома» заключить свободный двусторонний договор (СДД) на приобретение электроэнергии, так как в ДФО ее стоимость регулируется, а оплата производится за фактически полученные объемы электроэнергии. Таким образом, в случае существенного сокращения объемов потребления заказчиком, не может быть гарантирована договорная выручка поставщика.

С помощью включения предприятия в изолированную энергозону появится возможность для комбината заключить свободный двусторонний договор[1] с «Росатомом», как единственному промышленному потребителю, по принципу «take or pay» на приобретение электроэнергии плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ). Контракт для привлечения финансирования на строительство энергоблоков изначально предполагалось заключить между предприятием и госкорпорацией в первом квартале 2022 г. Стоимость строительства четырех энергоблоков оценивалась в 190,2 млрд рублей (с НДС)[2].

Изначально предложение о внесении поправок в закон «Об электроэнергетике» принадлежало ФАС и «Росатому», однако их не поддержало Минэнерго. В ведомстве при этом поддерживают создание новой изолированной энергосистемы, не связанной технологически с чукотской энергосистемой, так как оно не потребует внесения дополнительных изменений в нормативные правовые акты. Также против данного варианта не возражает ФАС.

В марте на конкурс[3] по строительству новой генерации для энергоснабжения Восточного полигона ОАО «РЖД» в Бодайбинском районе Иркутской области поступила одна заявка - от государственной компании «Интер РАО». Компания предложила проект строительства газовой ТЭС в районе. Энергоснабжение необходимо в целях достижения плана по расширению участков Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей до пропускной способности в 180 млн тонн к 2024 г. Для отбора проектов на основе принципа технологической нейтральности были заявлены требования по мощности ГЭС не менее 450 МВт, мощности ТЭС – не менее 450 МВт и не более 500 МВт, начало поставки мощности с 1 июля 2027 г. и доходность проекта в 12,5% годовых.

Интерес к проекту проявляли En+ (проект Тельмамской ГЭС), «Газпром энергохолдинг», «СУЭК». Отсутствие компаний на конкурсе могло быть обусловлено ростом ставки ЦБ до 20% при доходности проекта в 12,5%. В текущих условиях также возникают проектные риски, такие как неопределенность по поводу уровня затрат на фоне роста мировых цен на металлы и курсовой волатильности, высокие ставки проектного финансирования, инженерные риски при использовании зарубежных комплектующих. В связи с этим проект может оказаться более затянутым по срокам.

Компания ПАО «Селигдар» и АО «Русатом Оверсиз» (госкорпорация «Росатом») в январе текущего года подписали соглашение о поставке и потреблении энергии атомной станции малой мощности (АСММ) для разработки месторождения золота Кючус в Якутии (Усть-Янский и Верхоянский районы). Месторождение будет обеспечено электроэнергией на срок в 40 лет (начиная с июля 2028 г.). Срок использования атомной энергии может быть увеличен при условии расширения запасов месторождения. Договор на поставку энергии должен быть заключен не позднее 30 сентября 2025 г. В рамках разработки месторождения «Селигдар» рассчитывает использовать не менее 35 МВт электроэнергии атомной генерации.

«Южно-Верхоянские энергосети» (ЮВЭС) намерены во втором квартале 2022 г. ввести в эксплуатацию линию электропередач (ЛЭП) 110 кВ до Нежданинского месторождения в Якутии (Томпонский район) входящей в «Полиметалл» «Южно-Верхоянской горнодобывающей компании». В настоящее время электроэнергия поставляется на производственную площадку с собственного энергокомплекса компании, работающего на дизельном топливе, который после подключения ЛЭП должен продолжить работу в качестве резервного источника питания.

Тем временем в Магаданской области на плановые показатели вышла солнечная электростанция горно-обогатительного комбината Кубака «Омолонской ЗРК», запущенная в 2021 г. В январе-марте 2022 г. на станции было получено 500 тыс. кВт.

Что касается развития зеленой энергетики, то ПАО «РусГидро» в феврале сообщило о планах строительства в Верхоянском районе Якутии 12 гибридных электростанций с использованием возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Первая из них в минувшем году уже была введена в эксплуатацию в селе Табалах. На текущий год намечен ввод гибридной электростанции в Верхоянске. Также автоматизированные гибридные энергоустановки должны быть размещены в поселках Батагай, Сайды, Бетенкес, Борулах, Арылах, Юнкюр, Дулгалах, Суордах, Столбы, Барылас и Алысардах.

Между тем «Росатом» в феврале приступил к изучению ветра и атмосферных условий на Сахалине в целях последующего строительства на острове ветряных электростанций (ВЭС). Дочерняя компания «Росатома» - АО «Новавинд» (ветроэнергетический дивизион), приступила к поискам подрядчика, который займется исследованиями сахалинских ветровых ресурсов. Стоимость работ оценивалась в 233,17 тыс. евро (по курсу валюты 86,27 рублей).

Исполнитель должен оборудовать будущие площадки ВЭС ветроизмерительными комплексами и в течение года осуществлять мониторинг ветровых ресурсов. В частности, измерениям подлежат скорость ветра, его направление, температура воздуха, влажность, давление. Исследования должны проводиться на высоте 80 м над уровнем моря. На основании полученных данных предстоит разработать план оптимального расположения ветроэнергетической установки на местности и провести расчет выработки энергии ВЭС. Строительство ветроэлектростанций предполагается осуществлять по соглашению между «Новавинд» и правительством Сахалинской области, в соответствии с которым в регионе к 2024 г. должны быть введены в эксплуатацию ветропарки общей мощностью до 200 МВт.

Развитие ветроэнергетики предусмотрено областной климатической программой (утверждена региональным правительством). Она предусматривает к 2025 г. выработку 15-28% от общей выработки электрической энергии в регионе на базе возобновляемых источников энергии. В Сахалинской области была в текущем году построена первая солнечная электростанция мощностью 250 кВт – на острове Итуруп (в районе села Рейдово). Инвестором выступила компания «ДальЭнергоИнвест».

Группа компаний «Хевел» рассчитывает до 2024 г. построить семь солнечных электростанций в Забайкальском крае совокупной мощностью 313,5 МВт общей стоимостью порядка 30 млрд рублей. В частности, по две станции предполагается разместить в Борзинском, Забайкальском и Агинском районах, одну – в Нерчинском районе. Все объекты прошли отбор в Минэнерго.

При этом в декабре прошлого года вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев поручил Минпромторгу совместно с «РусГидро» представить в Минэнерго информацию о российских производителях оборудования для автономных гибридных энергоустановок в целях достижения надежного энергообеспечения отдаленных территорий. Минэнерго должно совместно с «РусГидро» подготовить и направить в Минпромторг предложения по типовым техническим решениям для надежного энергообеспечения отдаленных и изолированных населенных пунктов Дальнего Востока и Арктики. При этом должна быть предусмотрена возможность сборки модульных автономных гибридных энергоустановок на основе дизельной генерации и возобновляемых источников энергии, в том числе с применением накопителей электроэнергии для стабилизации нагрузки.

Следует отметить, что к реализации проектов в сфере альтернативной энергетики в ДФО проявляли интерес иностранные инвесторы. Так, датская компания Copenhagen Offshore Partners, специализирующаяся на инвестициях в возобновляемые источники энергии, в конце 2021 г. сообщила о рассматриваемой возможности арендовать часть территории курильского острова Шумшу[4] в целях реализации проекта по ветряной и водородной энергетике производительностью 1,5 ГВт энергии ветра и 120 тыс. тонн водорода с последующим экспортом в Японию. Объем инвестиций предварительно оценивался в 2-2,5 млрд долларов. Представители компании в том числе просили предоставления земли под проведение изысканий. О поддержке проекта тогда заявил губернатор Сахалинской области В.Лимаренко, а против возможной аренды всей территории острова выступил Ю.Трутнев. В апреле в сахалинском правительстве сообщили об остановке переговоров по проекту с датской компанией.

В то же время власти Хабаровского края в начале года выступали с предложением к оператору проекта «Сахалин-1» Exxon Neftegaz Limited (американская компания Exxon Mobil) выступить инвестором строительства Тугурской приливной электростанции (ПЭС) мощностью 8 ГВт в Тугурском заливе Охотского моря. Объем необходимых инвестиций в 2020 г. оценивался в сумму порядка 30 млрд долларов. В руководстве Exxon Neftegaz Limited сообщали о наличии готовности перейти в стадию переговоров по данному вопросу.

Тугурскую ПЭС предполагалось использовать в качестве источника энергии для создания центра по производству водорода и аммиака. Срок строительства оценивался в одиннадцать лет. После начала вооруженного конфликта на Украине и введения санкций компания Exxon Neftegaz Limited заявила о намерении покинуть проект «Сахалин-1» и отказаться от проекта «Дальневосточный СПГ», таким образом в текущих условиях возвращение к обсуждению участия в строительстве ПЭС является маловероятным.

В ряде дальневосточных регионов по итогам 2021 г. был зафиксирован рост потребления электроэнергии – в Амурской области, Якутии, Приморском и Хабаровском краях. В целом по ДФО объем услуг по передаче электроэнергии в прошлом году превысил 23,8 млрд кВт/ч, что на 3,2% превысило энергопотребление 2020 г. (а также стало наиболее высоким показателем компании ДРСК). Наибольший рост зафиксирован ДРСК на Южно-Якутских электрических сетях – на 8,8%. Динамика была обеспечена за счет ввода новых мощностей для объектов УК «Колмар». Рост потребления среди крупных потребителей также отмечен в Хабаровском крае, в Приамурье он был обеспечен благодаря подключению к сетям малого бизнеса и увеличению потребления среди населения. В целом в 2021 г. ДРСК подключила свыше 11 тыс. новых потребителей, что на 20% больше, чем годом ранее.

Тем временем в Иркутской области заявляют о значительном росте энергопотребления в связи с нелегальным майнингом криптовалюты, для ведения которого регион привлекателен из-за низкой стоимости электроэнергии. В 2021 г. потребление электроэнергии населением в регионе выросло на 21%[5] по сравнению с 2020 г. – с 3,2 млрд кВт/ч до 3,9 млрд кВт/ч. Майнинговые фермы в частном секторе и на территориях дачных кооперативов потребляют большое количество электроэнергии для работы вычислительного оборудования и систем охлаждения. Напомним, что в регионе наиболее низкая стоимость электроэнергии для населения в стране – 1,23 рубля за 1 кВт/ч, для сельской местности - 0,86 рублей за 1 кВт/ч, для малых предприятий – около 3,6 рублей за 1 кВт/ч[6]. В связи с запретом на майнинг в КНР, значительная часть оборудования была в том числе перевезена в Иркутскую область.

Гарантирующий поставщик электроэнергии в Иркутской области «Иркутскэнергосбыт» (входит в «Иркутскэнерго») в прошлом году начал судиться с владельцами майнинговых ферм в частных домах региона, в связи с использованием низких тарифов. В 2021 г. было подано 85 исков на общую сумму 73,3 млн рублей (выиграть удалось только девять дел, после чего владельцы были переведены на коммерческий тариф). В целом «Иркутскэнергосбыт» обнаружил в прошлом году более 1 тыс. случаев незарегистрированного майнинга в регионе, в том числе несущего угрозу нарушений стабильного энергоснабжения и повышающего риск аварий. Потребление энергии легальными майнерами оценивается в более чем 250 мВт (в регионе зарегистрировано порядка 60 таких организаций[7]), нелегальными – в 450-400 мВт.

В «Сообществе потребителей энергии» полагают, что необходимо принятие нормативного решения, исключающего использование льготных бытовых тарифов для коммерческого энергопотребления в жилом секторе. Тем временем в Ассоциации гарантирующих поставщиков и сбытовых компаний указывают на то, что сбытовые компании не должны осуществлять квалификацию деятельности потребителя, у них зачастую отсутствует необходимая доказательная база для судов. В качестве более эффективного механизма предлагается введение дифференцированного тарифа для населения.

Губернатор Иркутской области И.Кобзев предлагал объявить майнеров предпринимателями на законодательном уровне и подключать их к сетям по тарифам для предприятий. Также И.Кобзев отмечал, что майнинговые фермы должны договариваться с сетевой компанией о подключении по выделенной линии в целях снижения нагрузки на распределительные сети городов и поселков. Глава региона в том числе заявлял о готовности предоставить легальным майнерам площадку для промышленного майнинга (например, в Усть-Илимске). В свою очередь, в Минэнерго придерживаются позиции, что такое решение должно приниматься на федеральном уровне. Кроме того, высказываются аргументы о том, что проблема не является настолько острой. Так, член экспертной группы при Госдуме по регулированию майнинга и рынка криптовалюты, иркутский предприниматель Д.Мартыняк заявлял о том, что в регионе частично майнингом занимаются юридические фирмы, уже платящие повышенный тариф, и высказывал опасения, что в регионе могут быть повышены тарифы.

В ДФО реализуются проекты по увеличению мощности действующих энергообъектов. ПАО «РусГидро» на 16% увеличило мощность возводимой в Магаданской области (на реке Колыма) Усть-Среднеканской ГЭС[8] - до 427,5 МВт (на 58,5 МВт). Компанией «Силовые машины» (ООО «Севергрупп» А.Мордашова) была проведена замена временного рабочего колеса турбины гидроагрегата №2 на постоянное[9]. «Силовые машины» должны поставить на ГЭС гидротурбину с системой автоматического управления, гидрогенератор и вспомогательное оборудование для гидроагрегата №4. В текущем году планируется ввести в эксплуатацию гидроагрегат №4 и вывести станцию на проектную мощность в 570 МВт. Завершение строительства намечено на 2023 г.

Следует напомнить, что первые два гидроагрегата станции были введены в 2013 г. с использованием временных рабочих колес гидротурбин (с которыми каждый гидроагрегат может достигать мощности 84 МВт). Рабочее колесо гидроагрегата №1 было заменено летом 2021 г. На введенном в эксплуатацию в 2019 г. гидроагрегате №3 изначально использованы постоянные рабочие колеса.

Тем временем в Хабаровском крае на площадке строительства Хабаровской ТЭЦ-4 «РусГидро» выполнен основной объем подготовительного этапа строительства. В том числе был демонтирован ряд объектов Хабаровской ТЭЦ-1, возведен строительный городок, начато сооружение фундаментов аккумулирующих баков и технологической эстакады, ведется перекладка сетей водопровода. Хабаровская ТЭЦ-4 призвана заменить изношенную Хабаровскую ТЭЦ-1 (была введена в эксплуатацию в 1954 г.). Ее проектная установленная электрическая мощность должна составить 320,8 МВт, тепловая мощность – 1,363,3 Гкал/час, проектная среднегодовая выработка электроэнергии – 1,7 млрд кВт/ч.

ПАО «ФСК ЕЭС» инвестирует 82 млн рублей в модернизацию распределительного устройства 6 кВ на подстанции 220 кВ «Районная» в Бурятии, которая является наиболее мощной в республике. На энергообъекте установлено силовое трансформаторное оборудование общей мощностью 544 МВА. Крупными потребителями энергии объекта, в частности, являются Улан-Удэнский авиационный завод (АО «Вертолеты России»), а также Улан-Удэнская птицефабрика и Заудинский мелькомбинат.

«Россети» до 2024 г. намерены инвестировать свыше 9 млрд рублей в развитие и модернизацию сетей Приморского края. В том числе рассматривается вопрос строительства подстанции 220 кВ в Надеждинском районе для нормализации электроснабжения Хасанского и Надеждинского районов. В Забайкальском крае в 2022 г. «Россети» рассчитывают направить на модернизацию и ремонт электросетей 1,8 млрд рублей (рост капвложений на 8% по отношению к 2021 г.). В том числе крупным проектом является технологическое присоединение Зашуланского угольного месторождения (ООО «Разрезуголь») и ГОКа на Уконинском месторождении золота (ГК «Золотой актив»). К объектам предстоит проложить линии электропередач и построить подстанцию. Также «Россети» планируют запустить гибридные электроустановки в одиннадцати селах Забайкалья в целях энергоснабжения изолированных территорий.

В декабре 2021 г. перешла новому владельцу генерирующая компания ТГК-14. Им стало ранее не известное на рынке АО «Дальневосточная управляющая компания» (ДУК)[10], принадлежащее бывшему вице-губернатору Приморского края по энергетике (2010-12 гг.) В.Мяснику, который прежде возглавлял ТГК-14 (в 2015-17 гг.) и руководил дирекцией капремонта и реконструкции объектов электрификации ОАО «РЖД». Компания предположительно может быть связана с группой «Синара» Д.Пумпянского, объединяющей активы в различных отраслях. «Синара», в частности, выступает крупным поставщиком железнодорожной техники для «РЖД» с объемом продаж более чем на 100 млрд рублей в год (машиностроительный дивизион «Синара – Транспортные машины»). Тем не менее, в «Синаре» отрицали факт приобретения ТГК-14.

Компания выкупила[11] 92,2% акций ТГК-14 у структур ОАО «РЖД» и подконтрольного ему НПФ «Благосостояние» (им принадлежало 39,8% и около 50% соответственно). Актив пытались продать в течение длительного времени. Так, «РЖД» выставляли свой пакет на торги с минимальной стоимостью 1-2 млрд рублей (в 2019 г. и в 2020 г.), но на конкурс не было заявлено участников.

Напомним, что ТГК-14 принадлежит семь ТЭЦ в Забайкальском крае и Бурятии (вторая ценовая зона)[12] мощностью 649,6 МВт. Капитализация компании на Московской бирже составляла 3,84 млрд рублей, выручка за 2020 г. – 12,7 млрд рублей, а прибыль – 316,7 млн рублей.

При этом в текущем году дальневосточные электростанции столкнулись с проблемой пополнения запасов угля на фоне повышения его стоимости. В частности, рост цен на уголь для ТЭС[13] в 2020-22 гг. превысил 200%, а для Нерюнгринской ГРЭС (570 МВт) в Якутии он достиг 469%, на что в том числе повлияло сокращение добычи на ГОК «Денисовский» («Колмар»)[14]. В конце февраля «РусГидро» был открыт тендер на приобретение 32,97 тыс. тонн угля для ГРЭС с начальной максимальной ценой 376,8 млн рублей, но на аукцион не поступило заявок. Производители твердого топлива в большей степени ориентированы на экспортные поставки, приносящие более высокий доход на фоне текущего курса рубля[15] и наличия спроса на уголь на азиатских рынках.

Отклонение фактических запасов угля от утвержденных на станциях негативно влияет на их работу, учитывая, что тарифы в ДФО регулируются. Такая ситуация может принести значительные убытки Дальневосточной генерирующей компании, управляющей крупными дальневосточными ТЭС[16]. В целях стабилизации ситуации Минэнерго начало работать по вопросу обеспечения станций дополнительными резервами, а правительству Якутии рекомендовано обратиться в территориальные органы ФАС для выявления возможных фактов злоупотребления монопольным положением региональными поставщиками. ФАС предложила ввести возможность закупки теплоснабжающими компаниями угля и мазута на биржевых торгах или же предусмотреть возможность заключения долгосрочных договоров с учетом биржевых и внебиржевых индикаторов цен.

В 2022 г. ДГК рассчитывает направить 7,2 млрд рублей на проведение ремонта основного оборудования теплоэлектростанций (в минувшем году сумма составляла 5,2 млрд рублей). В рамках ремонтной кампании текущего года планируется провести 45 капитальных ремонтов, в том числе на Хабаровской ТЭЦ-1 запланирован ремонт котлоагрегата, турбины, трансформатора и двух генераторов, на Хабаровской ТЭЦ-2 два котлоагрегата должны пройти капитальный и средний ремонт с заменой и реконструкцией основных элементов. В Приморье значительный объем работ предполагается провести на котельном и турбинном оборудовании Владивостокской ТЭЦ-2. Также будет проведен ремонт котельного оборудования Артемовской ТЭЦ и ремонт оборудования Нерюнгринской ГРЭС.

[1] Сроком на 40 лет.

[2] Полный тариф – 6,45 рублей за кВт/ч (в ценах 2020 г.) с ежегодной индексацией по инфляции. Для потребителей в Чукотском АО тариф составляет около 5,75 рублей за кВт/ч с учетом субсидии, в то время как экономически обоснованный тариф - 32,7 рублей.

[3] Отбор проектов по принципу технологической нейтральности.

[4] Расположен в 11 км от Камчатки и в 2 км от ближайшего обитаемого острова Парамушир, на сегодняшний день остров Шумшу является необитаемым, на нем отсутствуют какие-либо поселения и проживают только смотрители двух маяков.

[5] В «Иркутскэнергосбыте» отмечают, что данный показатель в четыре раза превосходит разницу потребления между 2019 г. и 2021 г.

[6] Тарифы, установленные 1 июля 2021 г. С 1 июля 2022 г. тарифы вырастут на 5,7% - до 1,30 рублей и 0,91 рублей за кВт/ч для городского и сельского населения соответственно.

[7] Юридические лица, имеющие договор на потребление электроэнергии, подключены к электросетям. Однако они не являются предпринимателями (майнинг не включен в реестр предпринимательской деятельности).

[8] Строительство начато в 1991 г., первые два гидроагрегата станции введены в эксплуатацию в 2013 г.

[9] Изготовлено на «Ленинградском металлическом заводе» в Санкт-Петербурге.

[10] Компания занимается выдачей кредитов и вложениями в ценные бумаги. Выручка за 2020 г. составила 8,55 млн рублей, чистая прибыль – 1,23 млн рублей. Генеральным директором компании является А.Чернов, также руководящий компанией «Приморкоммунэнерго».

[11] Стоимость сделки не раскрывается.

[12] На ТЭЦ-1 в Бурятии (Улан-Удэ) в конце 2021 г. произошла крупная авария, ущерб от которой составил порядка 100 млн рублей.

[13] Крупные ТЭС на Дальнем Востоке находятся под управлением Дальневосточной генерирующей компании (ДГК, «РусГидро»), их установленная энергомощность составляет 5,9 ГВт. В 2020 г. объем потребления угля ДГК составил 8,9 млн тонн.

[14] Отгрузка угля до станций была приостановлена до 20 апреля.

[15] Наиболее существенно выросли в цене дешевые марки углей – с 400-600 рублей до 2-2,5 тыс. рублей за тонну, в то время как цена на качественные марки угля увеличилась с 2-3 тыс. рублей до 4-5 тыс. рублей за тонну.

[16] В настоящее время доля топливной составляющей в себестоимости производства энергии в ДГК составляет 40-60%. В 2021 г. выручка ДГК составила 80,17 млрд рублей, чистый убыток – 6,1 млрд рублей.

– Виталий Леонидович, какие события были взяты за точку отсчета, какой момент считается рождением оперативно-диспетчерского управления? 

– К 1920-м годам в западной части страны начался процесс объединения электрических станций друг с другом, поскольку это давало более стабильное электроснабжение, возможность взаимного резервирования станций, позволяло экономить топливо. По сравнению с нынешними масштабами каждая такая энергосистема уместилась бы в самый маленький из современных энергорайонов, но существовать без диспетчеризации она уже не могла. Так в электроэнергетике появилось диспетчерское управление как отдельная технологическая функция. Управление объединенных государственных электростанций Московского района Главэлектро ВСНХ 17 декабря 1921 года утвердило «Положение о мерах для координирования параллельной работы электрических станций, входящих в состав Московского районного объединения» и «Календарь распределения нагрузки электростанций». Эти документы и стали отправной точкой создания отечественной системы оперативно-диспетчерского управления в российской электроэнергетике.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

– Впереди лежал долгий путь становления?

– Почти такой же, как и у российской энергетики в целом. Оперативно-диспетчерское управление – такая же часть отрасли, как генерация или сети. Это своего рода центральная нервная система электроэнергетического комплекса страны, и без нее было бы просто невозможно функционирование все увеличивающегося числа энергообъектов как единого механизма.

Вновь обратимся к истории. К середине 1930-х началось объединение друг с другом уже не отдельных станций, а энергосистем. Их в стране насчитывалось уже 18. Первыми в октябре 1937 года объединились Ивановская и Горьковская энергосистемы. В суровом военном 1942 году было образовано первое в Российской Федерации объединенное диспетчерское управление – ОДУ Урала.

Работы по восстановлению разрушенного энергетического хозяйства расширялись по мере освобождения оккупированных территорий. Постановлением ГКО № 9795 от 5 августа 1945 года принимается решение об организации Объединенного диспетчерского управления энергосистем Центра. К 1946 году в стране действовали уже три диспетчерских центра объединенных энергосистем – Центра, Урала и Юга. Однако все ОЭС работали изолированно друг от друга. На повестке дня стояла задача их объединения.

– Решение этой задачи и позволило в итоге создать Единую энергосистему?

– Создание Единой энергетической системы страны началось в 1956 году с ввода в эксплуатацию воздушной линии 400 кВ Куйбышев – Москва, соединившей ОЭС Средней Волги и Центра. Уже через год Объединенное диспетчерское управление Главцентрэнерго – ОДУ Центра было преобразовано в ОДУ ЕЭС Европейской части СССР. Операционная зона его была расширена до всей европейской части страны. К существовавшей структуре «ОДУ – диспетчер энергосистем – оперативный персонал энергообъектов», добавился орган вышестоящего уровня диспетчерского управления – ОДУ ЕЭС, из которого впоследствии выросло Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР. Ныне это Исполнительный аппарат АО «СО ЕЭС», в составе которого работает Главный диспетчерский центр ЕЭС России.

В 1959 году было основано ОДУ Сибири, в 1960 – ОДУ Средней Волги. В 1961 году появилось ОДУ Северо-Запада, сначала с центром в Риге, а с 1992 года – в Санкт-Петербурге.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

– Когда централизация электроэнергетики пришла на Восток?

– В 1968 было создано наше ОДУ Востока. Как видно, оно практически вдвое моложе системы оперативно-диспетчерского управления. До этого времени в Забайкалье и на Дальнем Востоке, которые вошли в операционную зону ОДУ Востока, шло развитие энергетических и промышленных центров, но расстояния между ними и природные условия такие, что предпосылки для создания объединенной энергосистемы появились только к самому концу 1960-х. Первая межсистемная связь заработала в 1970 году между энергосистемами Хабаровского края и Амурской области.

В 1969 году началось создание Центрального диспетчерского управления Единой энергетической системы Советского Союза – ЦДУ ЕЭС СССР. Впервые в мире было организовано трехуровневое централизованное диспетчерское управление: ЦДУ ЕЭС – ОДУ ОЭС – диспетчерские центры региональных энергосистем. Такая вертикаль позволяла обеспечить надежное управление электроэнергетическими режимами Единой энергосистемы.

Формирование Единой энергосистемы Советского Союза путем присоединения объединенных энергосистем в основном завершилось к 1978 году, когда в состав ЕЭС вошла ОЭС Сибири. Создание Единой энергосистемы позволило более рационально использовать генерирующие мощности страны и эффективно управлять энергетическими потоками.

ОЭС Востока хотя и имеет электрические связи с ЕЭС России еще с конца 1970-х и считается ее частью – второй синхронной зоной, но и в наши дни по технологическим причинам функционирует изолированно, впрочем, ее синхронная работа со всей Единой энергосистемой – вопрос уже недалекой перспективы.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

– Как при этом менялась техническая база диспетчерских центров?

– Надо представлять, что изначально количество объектов диспетчеризации и перетоки электроэнергии и мощности были в десятки раз меньше, чем сейчас. К примеру, в крупнейшей в 1942 году Объединенной энергосистеме Урала в 1942 году установленная мощность электростанций составляла 1300 МВт – это в 8,5 раз меньше, чем сейчас в ОЭС Востока – наименее мощной из всех семи нынешних объединенных энергосистем в составе ЕЭС России. Совокупная длина высоковольтных линий электропередачи составляла 2354 км – в 14 раз меньше сегодняшней общей длины линий 110–500 кВ на Востоке. 

Диспетчерские пункты того времени были оборудованы только приборами контроля перетоков активной мощности и уровней напряжения, контроля частоты электрического тока и коммутаторами телефонной связи. Все расчеты выполнялись вручную, для расчета электрических режимов применялась модель сетей переменного тока, стол постоянного тока и логарифмическая линейка. Строго говоря, практически так же было оснащено и рабочее место диспетчера ОДУ Востока даже в 1970 году. Но долго такое положение сохраняться не могло.

Все возрастающая сложность эксплуатации энергетического объединения требовала более современных мощных вычислительных средств. С 1960-х годов началось оснащение сначала ОДУ ЕЭС, а потом и остальных диспетчерских центров цифровой вычислительной техникой: оперативно-диспетчерское управление одним из первых в стране стало использовать в своей работе электронно-вычислительные машины. Велись работы по созданию автоматизированных систем диспетчерского управления ОЭС и ЕЭС на базе современных систем сбора, обработки и отображения информации, получила развитие система единой сети связи, телемеханики и передачи данных, совершенствовалась система противоаварийного управления на базе ЭВМ и микропроцессорных средств сбора информации.

1970-е годы ознаменовались реформированием системы оперативно-диспетчерского управления. Все Объединенные диспетчерские управления были переданы в подчинение новой структуре – ЦДУ ЕЭС СССР. Тогда же начал формироваться оперативно-информационный комплекс, остающийся по сей день основным вычислительным комплексом оперативно-диспетчерского управления. Конечно, за это время он пережил несколько модификаций и модернизаций.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

– Что стало со сложившейся системой оперативно-диспетчерского управления с распадом СССР?

– В 1990-х система оперативно-диспетчерского управления в своих принципах и основах осталась неизменной, но претерпела большие организационные преобразования вслед за всей электроэнергетикой. Было учреждено РАО «ЕЭС России». ЦДУ ЕЭС преобразовано в дочернюю компанию РАО, ОДУ – в его филиалы, диспетчерские службы региональных энергосистем стали частью АО-энерго. Иерархия ЦДУ—ОДУ—региональные диспетчерские службы не распалась, но каждый из ее уровней оказался в разном административном подчинении. Принцип технологического единоначалия в оперативном управлении сохранился, но организационная основа единой трехуровневой системы фактически была разрушена со всеми вытекающими последствиями: отсутствием единой технологической политики, унифицированных деловых процессов, системы подготовки персонала.

Новая реформа энергетики пришлась уже на 2000-е годы, и тогда все это было восстановлено на новом уровне развития – в составе государственной компании Системный оператор Единой энергетической системы, с который вошли все три уровня диспетчеризации.

Системный оператор создан 17 июня 2002 года – самым первым из компаний, появившихся в ходе реформы. Это было необходимо сделать, так как реформирование отрасли с разделением на генерирующие объекты и сети было невозможно без единой, монолитной и стабильно работающей системы технологического управления. Электроэнергетика – это процессы непрерывного цикла, и допустить, чтобы на них хоть как-то повлияли административные решения, было немыслимо.

Нижний уровень структуры оперативно-диспетчерского управления – региональные диспетчерские управления – во многих операционных зонах были созданы заново. У нас на Дальнем Востоке ими стали Амурское, Приморское и Хабаровское РДУ. К 2008 году организация сети филиалов Системного оператора была в целом завершена.

^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

Появление Системного оператора привело к коренной модернизации технологической и ИТ-инфраструктуры оперативно-диспетчерского управления. Сейчас все технологические процессы по управлению режимом работы энергосистем осуществляются по единым стандартам, на унифицированном программном обеспечении, чего ранее никогда не было. Это позволяет достичь высокой эффективности и надежности управления энергосистемой. И действительно, время работы ЕЭС России с отклонением от нормальной частоты 50 Герц за весь почти 20-летний период существования Системного оператора стремится к нулю. Мнемонические мозаичные диспетчерские щиты уступили место «видеостенам» – видеопроекционным щитам, обеспечивающим больший объем, точность и оперативность информации о состоянии объектов электроэнергетики. К слову, сейчас щиты уже выполнены на ЖК-панелях. Диспетчерская связь была организована на основе волоконно-оптических линий, обеспечивающих более высокую скорость и надежность передачи данных. Диспетчерские центры стали размещаться в отдельных зданиях, оборудованных по высоким стандартам, с системами гарантированного электроснабжения, физической безопасности и другими средствами – на случай чрезвычайных ситуаций.

– В следующем году Системному оператору исполнится уже 20 лет. Что можно отметить из наиболее значимого для оперативно-диспетчерского управления за последнее десятилетие?

– 2010-е годы ознаменовалось интеграцией в ЕЭС России энергосистем Республики Крым и двух энергорайонов Республики Саха (Якутия), вошедших в состав ОЭС Востока. В частности, благодаря этому у нас на Дальнем Востоке появилось четвертое РДУ – Якутское.

Была проделана большая работа по обновлению нормативной базы отрасли, включающая в себя разработку и принятие «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем». Системный оператор в тесном сотрудничестве с крупнейшими участниками отрасли реализовал целый ряд проектов сфере цифровизации – дистанционное управление оборудованием энергообъектов, внедрение мониторинга запасов устойчивости энергосистем, развитие центральных систем противоаварийной автоматики третьего поколения и многих других.

Ко второму десятилетию XXI века оперативно-диспетчерское управление подошло с накопленным за столетие уникальным опытом решения ключевых общеотраслевых задач, а Системный оператор стал системообразующей компанией отрасли и двигателем происходящих в российской энергетике масштабных изменений.

 
^{Источник – https://www.so-ups.ru/100/}

– Каким был для ОДУ Востока уходящий 2021-й год, каким видится следующий?

– Можно сказать, что 2021 года прошел для ОДУ Востока под флагом дальнейшего последовательного совершенствования системы оперативно-диспетчерского управления и повышения эффективности управления электрическими режимами ОЭС Востока. Эпохальных громких событий, подобных присоединению Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Якутии, не было. Но вместе с тем непрерывно велась и продолжается работа, на первый взгляд малозаметная внешне.

Совершенствуются технологии выбора состава включенного генерирующего оборудования для повышения экономичности генерации и система мониторинга запасов устойчивости для максимального использования пропускной способности существующей электрической сети без снижения требуемых параметров надежности энергосистемы. Выполнена большая научно-исследовательская работа по экспериментальному определению фактических статических характеристик нагрузки по напряжению для потребителей Южно-Якутского района электроэнергетической системы Республики Саха, и полученные данные уже учтены в расчетных моделях ОЭС Востока. Увеличено число контролируемых сечений – так на нашем «диспетчерском языке» принято называть совокупность линий электропередачи и других элементов сети, перетоки активной мощности по которым контролируются и регулируются для обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования. Были проведены расчеты и определены режимные условия для ввода в работу новых генерирующих и электросетевых объектов, в частности, Свободненской ТЭС, новых линий электропередачи 220 кВ, подстанций 220 кВ Налдинская, Строительная и других.

Совместно с «Россетями» продолжается реализация проектов дистанционного управления. Благодаря этому персонал диспетчерских центров имеет возможность управления оборудованием объектов электроэнергетики с использованием автоматизированной системы производства переключений, что позволяет 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала. Это значит, что аварии могут ликвидироваться быстрее, меньше времени тратится на вывод и ввод в работу оборудования, отчего режимы работы энергосистемы становятся более оптимальными и экономичными. Например, в 2021 году первые управляемые дистанционно подстанции появились в Амурской области и Якутии, также новые проекты были реализованы в Хабаровском и Приморском краях. В настоящее время завершается работа по переводу на дистанционное управление первого на Дальнем Востоке объекта класса напряжения 500 кВ – подстанции Лозовая в Приморье.

И уже сейчас понятно, что в следующем году нам тоже скучать не придется – энергетика Дальнего Востока стремительно развивается, продолжается реализация крупных проектов, связанных с освоением месторождений и развитием транспортной магистральной инфраструктуры. Буквально в декабре пришли новости о том, что Президент России поручил правительству утвердить планы по строительству электросетей для объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири к июлю следующего года. Новая страница оперативно-диспетчерского управления пишется у нас на глазах.

СПРАВКА

Системный оператор Единой энергетической системы (АО «СО ЕЭС») – специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России. Специалисты компании решают множество сложных и ответственных задач: прогнозирование потребления электроэнергии и мощности, планирование электроэнергетического режима, круглосуточное управление энергообъектами, участие в перспективном развитии энергосистемы.

Филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока управляет режимами четырех энергосистем Объединенной энергосистемы Востока, расположенных на территории пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также Республики Саха (Якутия).

Трамплин в новую реальность

Будущее водородной энергетики обсудили на сессии «Здоровые амбиции: презентация прорывных проектов Дальнего Востока». В дискуссии участвовали представители институтов развития, органов исполнительной власти и научного сообщества.

«Зеленая повестка» строилась вокруг двух стратегических проектов - создания приливной электростанции на Камчатке и развития водородного кластера на Сахалине. Ожидается, что в совокупности эти проекты к 2050 году помогут обеспечить экспорт из России экологически чистых видов водорода на $100 млрд в год и станут «трамплином в новую энергетическую реальность».

Модератор сессии, руководитель практики по работе с компаниями сектора энергетики и коммунального хозяйства КПМГ в России и СНГ Василий Савин отметил, что многие страны сегодня стремятся к низкоуглеродному развитию экономики, принимают водородные стратегии и «лихорадочно движутся к снижению CO₂ в атмосфере». Особенно явной эта тенденция стала в условиях ковидной реальности. Появилась надежда, что цели Парижского соглашения по климату, Киотского протокола могут быть реализованы.

Проект по созданию водородного кластера на Сахалине представил губернатор Сахалинской области Валерий Лимаренко. Он отметил близость региона к странам АТР, где сегодня задекларированы основные потребители водорода. Например, власти Японии заявили, что свою водородную программу будут реализовывать с привлечением импортного сырья.

«Для нас водород - не только энергетический переход, но еще и диверсификация экономики. Как и газ, нефть, это перспективный товар на рынках АТР. Поэтому мы приняли принципиальное решение – выделить 200 млн кубометров газа, чтобы произвести в 2024 году 30 тысяч тонн водорода. Обратите внимание, приняли решение – значит, не свернули в сторону, не прошли мимо энергоперехода. Считаем, для нас это исторический момент», - сообщил Валерий Лимаренко.

Локация, ресурсы и высокая технологическая готовность – очевидные преимущества Сахалина на пути к чистой энергетике.

По словам Лимаренко, технологии производства сжиженного газа (СПГ) и водорода схожи между собой. В свое время «Сахалин-2» стал первым в России заводом по производству СПГ. А значит, заложена база и для производства водорода.

Исторический момент

Докладчик напомнил, что в начале 2021 года между министерством по развитию Дальнего Востока и Арктики, правительством Сахалинской области и «Росатомом» подписано соглашение о сотрудничестве в развитии водородной энергетики на Сахалине. Стороны договорились о предварительном технико-экономическом исследовании проекта.

Испытания завершились успешно. И на VI Восточном экономическом форуме "Газпром", "Росатом" и власти Сахалина заключили новое знаковое соглашение – о взаимодействии при строительстве завода по производству водорода из природного газа.

Основной технологией выбран метод паровой конверсии метана. На первом этапе предприятие будет выпускать порядка 30 тысяч тонн водорода в год, а к 2030 году увеличит объемы до 100 тысяч тонн.

Лимаренко подчеркнул, что такое производство – «это целая наука». Водородная энергетика сопряжена с рядом проблем и вопросов, на которые мировое сообщество пока не получило четких ответов. Иначе «зеленая революция» уже бы свершилась.

«Главный вопрос - как этот водород доставить покупателю. Существует идея о том, чтобы смешивать его с азотом и передавать в виде аммиака, потому что это сделать легче. Какой способ мы выберем – покажет технико-экономическое исследование, которое будет проведено до конца года», - рассказал Валерий Лимаренко.

Среди ключевых вопросов также – строительство терминала (если способом транспортировки будет отгрузка аммиака), выбор места отгрузки, отвод земельного участка под водородный кластер, инженерное обустройство.

Что касается сырья, то на полях ВЭФ подписано соглашение с госкорпорацией «Газпром» о поставках газа для будущего производства. Также в 2021 совместно с «Газпромом» правительство Сахалинской области запускает программу подготовки энергетиков, которые будут специализироваться в области водорода.

Водородные долины

Вице-президент по маркетингу и развитию бизнеса, АО «Русатом Оверсиз» Антон Москвин акцентировал, что речь идет о «мегапроекте».

«Мы планируем, что кластер объединит все основные элементы технологической цепочки и цепочки кооперации, свойственной для полноценного водородного кластера – в некоторых странах их называют водородными долинами. Фактически это модель такой изолированный экономики, где участники рынка из разных отраслей взаимодействуют друг с другом», - пояснил он.

Планируется, что «мегапредприятие» отправит первую продукцию на экспорт к 2025 году. Переговоры с потенциальными японскими и корейскими заказчиками уже ведутся. Более того, с японской стороной подписано соглашение о поставках российского водорода. Проработано технико-экономическое обоснование организации цепочки поставок из России в Японию.

«Транспортировать водород в больших объемах - действительно сложная задача. Сегодня просто нет таких технологий, поэтому мы планируем поставлять его в виде аммиака. Но наука не стоит на месте, уже появились проекты специализированных кораблей для перевозки сжиженного водорода, так что в дальнейшем возможны корректировки», - рассказал Антон Москвин.

Валерий Лимаренко, говоря об образе будущего кластера, сообщил, что «и поезда, и автомобили там будут ездить на водороде». Причем эта реальность ближе, чем кажется.

Водородные поезда въезжают в историю

На ВЭФ-2021 ОАО «РЖД», правительство Сахалинской области, госкорпорация «Росатом» и АО «Трансмашхолдинг» подписали протокол «о признании проекта организации железнодорожного сообщения с применением поездов на водородных топливных элементах на Сахалине целесообразным и технически осуществимым». Примеры таких проектов есть в Великобритании, Австрии, Италии и других странах. Теперь водородный транспорт предстоит внедрить в российских реалиях.

Еще одно соглашение подписано с Volvo Group Россия. Компания включится в работу над развитием транспорта на водородных топливных элементах и топливно-заправочной инфраструктуры для него. Директор Volvo Group Россия Сергей Яворский отмечает, что «чистая энергетика» поможет сократить расходы на эксплуатацию тяжелой коммерческой техники.

«Комбинация таких важных элементов кластера, как производственный комплекс, проекты с компанией РЖД, инфраструктурные решения, создание заправочных комплексов и хранилищ водорода, по нашим оценкам, позволит реализовать идею водородной экономики в рамках Сахалина. Этот регион должен стать пилотом для появления и отработки технологий, которые могут применяться в других регионах России», - обозначил Антон Москвин.

Энергия вращения земли

Второй масштабный проект в области водородной экономики, представленный на VI Восточном экономическом форуме, - создание приливной электростанции на Камчатке.

Соглашение между министерством Российской Федерации по развитию Дальнего Востока и Арктики, Камчатским краем и ООО «Н2 Чистая Энергетика» подписано в рамках ВЭФ-2021. Документ закрепляет намерения о старте совместной проработки и предварительного изучения проекта строительства Пенжинской приливной электростанции.

Эти планы прокомментировал член правления, первый заместитель генерального директора, ПАО «РусГидро» Роман Бердников.

По его словам, начиная с 19 века человечество пыталось осваивать особый вид гидроэлектростанций, которые используют кинетическую энергию вращения земли. Но проекты дорогостоящие, труднореализуемые, а потому сегодня в мире работают только 8 таких станций.

Пенжинская губа – одно из самых изолированных мест на Дальнем Востоке, в 900 км от Петропавловска-Камчатского. Удаленность от рынков потребления – серьезный минус, однако и плюсы существенные. Здесь, в северо-восточной части залива Охотского моря, перемещается объем воды, сопоставимый со стоком реки Волги за два года – более 500 кубических километров. Высота приливов достигает 13,4 метров. Вода убывает на 5-8 километров, обнажая морское дно и возвращаясь обратно.

Речь идет об уникальном источнике возобновляемой энергии, который не требует дополнительного топлива. На Пенжинской губе можно построить приливную электростанцию (ПЭС) мощностью свыше 100 гвт или 260 млрд квт в час.

Такие планы рассматривались в Советском Союзе, и Россия вернулась к ним с принятием водородной повестки. При максимальном задействовании всех мощностей Пенжинская станция будет способна производить до 5 млн тонн водорода в год.

«Мы хотели бы использовать этот огромный потенциал. Тем более, среди преимуществ приливных станций - длительный срок службы, возможность прогнозирования полученной энергии, биологическая проницаемость, то есть нет препятствий к прохождению рыбы. Плюс не требуется отчуждения земель», - рассказал генеральный директор АО "Корпорация развития Камчатки" Константин Коротов.

Короткое плечо Севморпути

Проект по созданию ПЭС будет состоять из трех основных частей. Это генерация электроэнергии, ее передача для производства водорода и организация доставки потребителям.

Местом генерации выбрали залив Корфа - незамерзающий порт на пересечении Северного морского пути, который планируется задействовать в транспортировке. Короткое плечо перевозок и отсутствие проблемных зон на маршруте говорят в пользу этой локации.

«Современные транспортные коридоры еще только рассматривают вопрос пропуска водорода через свои мощности - Суэцкий канал и проливы Турции, потому что процесс новый и требует соблюдения больших мир безопасности. Но мы считаем, пока весь мир приходит к каким-то стандартам перевозки водорода, Северный морской путь уже будет способен такие вопросы решать», - прокомментировал Константин Коротов.

До конца текущего года предстоит определить технические решения, провести необходимые гидрогеологические изыскания и расчеты для строительства приливной электростанции. К 2030 году власти Камчатки планируют выйти на производство и отгрузку первых партий продукции Пенжинской ПЭС.

А пока необходимо искать ответы на ряд технологических вызовов, связанных со строительством портовой инфраструктуры в сложных условиях, хранением и доставкой водорода.

Роль государства

Первый заместитель министра Российской Федерации по развитию Дальнего Востока и Арктики Гаджимагомед Гусейнов прокомментировал планы по созданию водородных кластеров с точки зрения органов государственной власти.

По его словам, масштабные проекты способны поднять ВРП субъектов, создать новые рабочие места и привлечь инвестиции на Дальний Восток.

«Понятно, это новая отрасль, и сегодня вопросов у нас больше, чем ответов. Но эта та повестка, которую мы должны реализовать для будущих поколений. Роль государства здесь невозможно переоценить. Его задача – стать связующим звеном технологических цепочек, сопровождать процесс на каждом этапе, от генерации электрической энергии до получения «зеленого водорода», создавать и нарабатывать компетенции в области водородной энергетики», - сказал Гаджимагомед Гусейнов.

В свою очередь, генеральный директор ВЭБ.ДВ Артем Довлатов подчеркнул роль институтов развития в «зеленой» повестке. Он отметил, что инвестиции в развитие – одна из главных задач ВЭБ.РФ, для этого есть немало инструментов, а скоро будут запущены новые.

Что касается участия инвесторов в создании «новой энергетической реальности», председатель совета директоров, «H2 Чистая энергия» Павел Грачев с осторожностью высказался о коммерческом будущем представленных проектов.

Интерес российских и зарубежных инвесторов к водородным кластерам большой, но о заходе большого количества игроков на этот рынок пока говорить рано.

На полях ВЭФ президент Российской Федерации Владимир Путин заявил, что проекты по созданию водородных кластеров на Дальнем Востоке лежат в плоскости глобальных климатических задач.

Раскрытие национального потенциала в области производства, применения и экспорта водорода, а также вхождение России в число стран – лидеров этой отрасли – цели, зафиксированные в Концепции развития водородной энергетики, утвержденной председателем правительства Михаилом Мишустиным в августе 2021 года. Документ определяет создание минимум трех водородных кластеров: Северо-Западного, Восточного и Арктического.

Строительство крупных энергетических мощностей на Дальнем Востоке связано с созданием новых промышленных объектов, в том числе в сфере горнодобычи и развития железнодорожной инфраструктуры. При этом в отдельных случаях наблюдается конкуренция различных проектов. Так, в вопросе энергообеспечения Баимского горно-обогатительного комбината в Чукотском АО (KAZ Minerals) приоритет может быть предоставлен проекту «Росатома», а не плавучей СПГ-электростанции ПАО «НОВАТЭК», как предполагалось ранее. Предложение «Росатома» предусматривает размещение у мыса Наглейнгын пяти модернизированных плавучих энергоблоков (МПЭБ) проекта 208870 с реактором РИТМ-200.

Проект «НОВАТЭКа» включал установку в порту у мыса Наглейнгын СПГ-электростанции мощностью 356 МВт, стоимость которой оценивалась в 38 млрд рублей. При этом «НОВАТЭК» предлагал тариф 6,36 рублей за кВт/ч, а также возможность поставки СПГ для карьерной техники KAZ Minerals. В то же время проект СПГ-станции подвергся критике за низкую долю используемого российского оборудования, тогда как «Росатом» предлагает строить плавучие энергоблоки в РФ – на Балтийском заводе, где строилась чукотская ПАТЭС «Академик Ломоносов». Тем не менее, проект «Росатома» отличается более продолжительными сроками реализации – первые два МПЭБ по 100 МВт предполагается установить в начале 2027 г., а еще два – в четвертом квартале 2028 г., в то время как запуск ГОКа намечен на 2026 г. При этом в госкорпорации полагают, что на первом этапе потребности предприятия может обеспечивать ПАТЭС. В то же время на Балтийском заводе наблюдается высокая загруженность, отставание от сроков ввода по ряду проектов, что позволяет предполагать еще более длительные сроки для чукотского проекта. Следует отметить, что длительными сроками отличалось строительство ПАТЭС – плавучий энергоблок строили более десяти лет (работы были начаты в 2008 г.) . Объем инвестиций в проект создания МПЭБ оценивается в 133,8 млрд рублей.

Предложение «Росатома» включает подписание с KAZ Minerals контракта «take-or-pay» на 40 лет, тариф при этом может составить 6 рублей за кВт/ч плюс 0,44 рубля за передачу (в ценах 2019 г.). Основным преимуществом своего проекта в «Росатоме» считают то, что использование атомного источника генерации позволяет зафиксировать стоимость электроэнергии на весь период работы рудника вне зависимости от рыночной конъюнктуры, что является важным для инвестора. Доля топлива в стоимости конечного тарифа в атомной энергетике составляет менее 10%. Кроме того, для циклической замены топлива и ремонтов в проекте задействуется резервный модернизированный плавучий энергоблок, который также может использоваться в качестве замещающих мощностей для ПАТЭС на время проведения капитальных ремонтов. «Росатом» рассчитывает самостоятельно управлять МПЭБ (СПГ-станцию предполагалось отдать в управление «РусГидро»), в силу чего проекту может потребоваться субсидирование процентной ставки в течение 20 лет.

Следует отметить, что в ноябре прошлого года правительством была утверждена схема финансирования первого этапа строительства высоковольтной линии электропередачи протяженностью свыше 490 км к новой плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС) и реконструкции подстанций для снабжения Чаун-Билибинского узла в Чукотском АО. В проект предполагается инвестировать 24,7 млрд рублей, завершение строительства намечено на 2023 г. Работы будет осуществлять ПАО «РусГидро», при этом основную часть расходов понесет федеральный бюджет - 10 млрд рублей, кроме того, 3 млрд рублей предполагается выделить из резервного фонда правительства. Средства были получены «РусГидро» путем допэмиссии, завершившейся в сентябре 2020 г. Холдинг должен дополнительно привлечь кредитные средства в размере 9,13 млрд рублей, а из бюджета предполагается выделение дополнительных 2,6 млрд рублей на покрытие связанных с погашением кредита затрат и уплату процентов.

На Чукотке потребность в новой генерации обусловлена закрытием Билибинской АЭС мощностью 48 МВт (работает с 1974 г.). Ее мощности должна заменить ПАТЭС мощностью 70 МВт в порту Певека, которая выдает энергию в сеть с конца 2019 г., но пока снабжает только Певек, работая не на полную мощность. Обе атомные станции будут продолжать действовать до ввода в эксплуатацию ЛЭП. По расчетам «Росэнергоатома» (входит в «Росатом»), стоимость мощности Билибинской АЭС в первом полугодии 2021 г. составит 11,36 млн рублей за 1 МВт в месяц, во втором полугодии – 13,35 млн рублей, тогда как тариф ПАТЭС в текущем году составляет 7,11 млн рублей за 1 МВт в месяц.

Опасение экспертов отрасли вызывает использование механизма допэмиссии «РусГидро» для получения финансирования, что грозит списаниями по факту реализации проекта и уменьшением дивидендной базы. На этом фоне не исключено, что для финансирования второго этапа чукотского проекта может быть определена уже другая схема – например, увеличение тарифа с включением расходов в механизм выравнивания тарифов на Дальнем Востоке, предоставление субсидии на привлечение долга или применение допэмиссии при условии передачи проекта другой компании (в частности, подконтрольной Росимуществу «Дальневосточной энергетической управляющей компании»).

Тем временем в декабре «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (ДРСК, входит в «РусГидро») завершила строительство всех шести подстанций и двух линий электропередачи для энергоснабжения магистрального газопровода «Сила Сибири». Так, последним было завершено строительство подстанции КС-7 110 кВ в Амурской области, которая обеспечивает подключение к единой энергосистеме компрессорной станции №7 «Сивакинская». В регионе также были построены две линии электропередачи напряжением 110 кВ общей протяженностью 18 км. Напомним, что проект по обеспечению электроэнергией «Силы Сибири» осуществлялся ДРСК с 2017 г. – в частности, в рамках него были построены три подстанции в Якутии (220 кВ «Нагорная», 220 кВ «Амгинская» и 110 кВ «Нимнырская») и три подстанции в Амурской области (кроме 110 кВ «Сивакинской», также 220 кВ «Зейская» и 35 кВ «Сковородинская»).

В Иркутской области «Иркутская нефтяная компания» (ИНК) в декабре 2020 г. ввела в эксплуатацию первую очередь подстанции 220 кВ «Полимер» для электроснабжения Усть-Кутского газоперерабатывающего завода и Иркутского завода полимеров. Первая очередь предполагает выдачу в сеть до 30 МВт, а после завершения второй очереди и ввода в эксплуатацию новых объектов газопереработки объем потребления должен увеличиться до 140-150 МВт.

В конце года «ФСК ЕЭС» подключила к Единой национальной электрической сети компанию «Газпром гелий сервис» (резидент приморской ТОР «Надеждинская»), которая занимается возведением логистического центра обслуживания гелиевых контейнеров с Амурского газоперерабатывающего завода для осуществления их дальнейшей поставки на экспорт (планируемая пропускная способность превышает 4,5 тыс. технологических операций в год). Мощность подключения составила 3,6 МВт. Энергоснабжение обеспечено от новой подстанции 220 кВ «Промпарк» (введена в эксплуатацию в 2019 г.), которая предназначена для подключения резидентов ТОР «Надеждинская». Также были возведены около 30 км ЛЭП, и реконструирован узловой центр питания – подстанция 500 кВ «Владивосток». Объем инвестиций в проект составил более 2 млрд рублей.

Между тем в Магаданской области в конце прошлого года ПАО «Полюс» ввело в эксплуатацию ЛЭП «Усть-Омчуг – Омчак Новая» мощностью 80 МВт и протяженностью более 120 км, предназначенную для энергоснабжения запущенного в 2017 г. Наталкинского ГОКа (Тенькинский район).

                В Забайкалье компания «Удоканская медь» (USM Holdings А.Усманова) ведет пусконаладочные работы на второй высоковольтной линии (ВЛ) электропередачи к строящемуся горно-металлургическому комбинату «Удокан» на Удоканском месторождении меди (Каларский район). Работы должны завершиться в апреле, а ввод в эксплуатацию ВЛ от подстанции в поселке Новая Чара до площадки «Удоканский ГМК» запланирован на 2021 г. Напомним, что первая очередь создания энергетической инфраструктуры для промышленного объекта (строительство подстанции и первой линии ВЛ 220 кВ) завершилась в конце 2019 г.

Продолжается работа по электрификации Восточного полигона «РЖД» для увеличения перевозок грузов в дальневосточные порты. Для обеспечения запланированных к вывозу в 2025 г. объемов грузов (180 млн тонн) требуется строительство дополнительных объемов генерации и электросетей. В ноябре ПАО «ФСК ЕЭС» осуществило модернизацию подстанций в пяти дальневосточных регионах – в том числе для создания условий по увеличению пропускной способности Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей. Модернизация была проведена в 18 центрах питания напряжением 500-220 кВ на юге Якутии, в Амурской области, Еврейской АО, Приморском и Хабаровском краях. На подстанциях были установлены современные высоковольтные вводы (всего – 89). Объем инвестиций в проведение работ превысил 210 млн рублей. Наибольшее количество нового оборудования было смонтировано в Приамурье – на подстанциях 220 кВ «Дипкун», «Хорогочи», «Тутаул», «Февральск» и «Белогорск».

При этом энергообеспечение железнодорожной инфраструктуры в восточном направлении становится предметом разногласий. В конце минувшего года Российский союз промышленников и предпринимателей (РСПП) высказывал опасения, что потребителей ценовых зон оптового энергорынка обяжут компенсировать расходы на строительство дальневосточных электростанций, в том числе создание генерации для Восточного полигона. Соответствующее письмо глава РСПП А.Шохин направил в комитет Госдумы по энергетике. В РСПП увидели риски в текущей редакции законопроекта о механизме поддержки энергетики в Дальневосточном ФО (был принят в первом чтении в декабре). Предлагаемые поправки к закону «Об электроэнергетике» дают возможность введения новых надбавок к цене на мощность для модернизации и строительства ТЭС в неценовых зонах, к которым относится и Дальний Восток. Возвращение значительной части расходов для инвестора может быть обеспечено за счет повышенных платежей первой и второй ценовых зон (европейская часть РФ, Урал и Сибирь).

Вместе с тем не был определен уровень доходности инвесторов. Минэнерго выступало за установление периода окупаемости в 15 лет и базовую доходности в 12,5% (для ценовых зон - 14%). Тем временем в «РусГидро» настаивали на принятии базовой доходности в 14%, рассчитывая модернизировать порядка 1,4 ГВт за 171,2 млрд рублей (построить энергоблоки на Хабаровской ТЭЦ-4, Якутской ГРЭС-2, Владивостокской ТЭЦ-2 и Артемовской ТЭЦ-2).

Опасение РСПП вызывает также отсутствие в законопроекте конкретного перечня объектов генерации, в связи с чем в дальнейшем к ним могут быть отнесены объекты для энергоснабжения федеральных инфраструктурных проектов. Так, для электрификации БАМа и Транссиба предлагалось расширить Нерюнгринскую ГРЭС в Якутии и построить ТЭС в Находке (Приморский край) и Советской Гавани (Хабаровский край), а также ТЭС на 456 МВт в Пеледуе на севере Иркутской области (вторая ценовая зона). Стоимость данных работ оценивалась в 200-250 млрд рублей.

Тем не менее, одобренный правительством в конце года обновленный проект внешней схемы энергоснабжения Восточного полигона предполагает сохранение планов по строительству генерации в Бодайбинском районе (ТЭС «Пеледуй») Иркутской области и расширению угольной Нерюнгринской ГРЭС «РусГидро» (на два энергоблока по 215 МВт каждый), но отказ от создания новых мощностей в Советской Гавани и Находке в силу проблем с финансированием. Новая схема предусматривает модернизацию Приморской ГРЭС «СУЭК» в Лучегорске (с сохранением установленной мощности, но с увеличением коэффициента использования мощности) и расширение к 2026 г. Партизанской ГРЭС (200 МВт, ПАО «РусГидро») с увеличением установленной мощности на 280 МВт, а также строительство новой линии электропередачи ВЛ 220 кВ «Комсомольск – Селихино – Ванино» в Хабаровском крае. В итоге внесенные изменения привели к снижению общей мощности планируемой генерации с 1,4 до 1,116 ГВт и сокращению предварительного объема капитальных затрат с 305 до 266 млрд рублей. Что касается инвестора для строительства ТЭС «Пеледуй», то его предполагается определить по итогам технологически нейтрального конкурса, предусматривающего возможность строительства на любом источнике энергии. Его проведение предварительно намечено на 2021 г. Известно, что в конкурсном отборе рассчитывают принять участие En + (Тельмамская ГЭС на реке Мамакан мощностью 450 МВт), «СУЭК» (угольная ТЭС), «Интер РАО» и «Газпром энергохолдинг» (газовая ТЭС). В Минэнерго пока не называли конкретных сроков проведения конкурса, а также не определяли его правила.

Следует отметить, что стоимость строительства второй очереди Партизанской ГРЭС предварительно оценивается в 30-35 млрд рублей, строительство третьей ветки ЛЭП «Комсомольская – Селихино - Ванино» - в 10 млрд рублей, а модернизация Приморской ГРЭС – в 20-25 млрд рублей. «РусГидро» готово построить вторую очередь Партизанской ГРЭС при условии определения и гарантирования механизма возврата инвестиций.

Между тем в «РусГидро» указывали на то, что топливо в тарифах в ДФО учитывалось по индексам Минэкономразвития, а не по фактической стоимости, что вело к значительным убыткам ДГК (порядка 17 млрд рублей за последние 11 лет). В декабре в связи с этим было выпущено постановление правительства, вводящее учет отклонения стоимости топлива от плановой величины при установлении тарифа на электроэнергию на Дальнем Востоке.

В конце минувшего года было принято решение о сохранении в неизменном виде механизма снижения тарифов на электроэнергию в Дальневосточном ФО  в 2021 г., после чего будут предприняты меры по постепенному сокращению субсидий – до 2028 г. Соответствующий законопроект был внесен правительством в Госдуму осенью, а был одобрен и вступил в силу в конце прошлого года. Сохранение тарифов в текущем году должно смягчить переход к экономически обоснованным тарифам. Тогда как в 2021 г. механизм действует по прежним правилам (цена - порядка 5 рублей за 1 кВт/ч), с 2022 г. запланирован постепенный отказ от субсидий за счет потребителей оптовой зоны энергорынка, из-за чего тарифы некоторых потребителей в ДФО вырастут, а в 2028 г. тарифы должны достигнуть экономически обоснованного уровня. При этом для бюджетных организаций и предприятий ЖКХ предусматривается увеличение тарифов в течение пяти лет, для предприятий энергетики и добывающей промышленности – в течение трех лет. В Минэнерго ожидают, что нагрузка на потребителей оптового рынка в результате поэтапных мер сократится на 17-18 млрд рублей (в течение пяти лет).

Постепенное снижение нерыночных надбавок одобрили в регуляторе энергорынков «Совет рынка», где видят возможность для повышения эффективности энергопотребления. Тем не менее, правительственная инициатива встречает критику в «Сообществе потребителей энергии» (в него входят промышленные предприятия). Потребители ценовых зон энергорынка обеспокоены необходимостью платить надбавку в полной мере еще в течение года в условиях кризисной ситуации в экономике. В 2021 г. общий объем надбавки оценивается в 38-39 млрд рублей, хотя изменение механизма субсидирования может снизить объем текущей надбавки в пределах 20%. Следует отметить, что в 2020 г. потребители оптового энергорынка заплатили 37,6 млрд рублей, а в 2019 г. – 32,1 млрд рублей.

Противоречия вызвало предложение вице-премьера Ю.Борисова об установлении единых тарифов по передаче электроэнергии в смежных субъектах федерации. В частности, предлагалось объединить тарифные зоны Тувы и Иркутской области, где наблюдаются наиболее низкие в стране энерготарифы, благодаря Ангарскому каскаду ГЭС (менее 1 рубля за 1 кВт/ч для сельских территорий). С помощью такой меры предлагалось ускорить консолидацию электросетевого комплекса «Россетей» и добиться выравнивания цен на энергию в регионах до средних показателей по стране – 3,4 рубля за кВт/ч. В свою очередь, губернатор Иркутской области И.Кобзев выступил против этой идеи, назвав ее недопустимой. В случае объединения тарифных зон энерготариф в Туве сократится на 85%, а в Иркутской области – вырастет на 4%, прежде всего для крупных предприятий. Глава региона отметил, что повышение тарифов приведет к выпадающим доходам областного бюджета, а низкие тарифы назвал конкурентным преимуществом Иркутской области.

В регионах реализуются проекты по модернизации действующих энергомощностей. Ремонтные работы планируется провести на одной из наиболее крупных тепловых электростанций в Иркутской области – ТЭЦ-10, которая снабжает тепловой и электрической энергией Ангарск. Договор на модернизацию трех энергоблоков ТЭЦ был подписан En+ Group с ПАО «ЗиО-Подольск» (Московская область, входит в машиностроительный дивизион «Росатома» - АО «Атомэнергомаш»). Стоимость работ, проводимых в рамках программы модернизации мощностей в российской энергетике (ДПМ-2), превышает 1,1 млрд рублей. Изготовление оборудования для первого энергоблока намечено на декабрь 2021 г.

ПАО «ФСК ЕЭС» в конце прошлого года завершило модернизацию наиболее крупного энергетического центра Бурятии – подстанции 220 кВ «Районная». На ней были установлены новое силовое оборудование и устройства релейной защиты и автоматики. В результате мощность объекта увеличена на 3 МВА – до 544 МВА в целях повышения надежности электроснабжения в зимнее время центральных и южных районов республики, включая Улан-Удэ. В проект было вложено 194 млн рублей.

Также «ФСК ЕЭС» установила 458 новых опорно-стержневых изоляторов, предназначенных для изоляции и поддержания токоведущих частей электрического оборудования, на семи энергетических объектах 220-500 кВ в ДФО. Проведенные работы повысили надежность энергоснабжения потребителей Амурской области, Приморского края, южных районов Якутии, а также увеличили устойчивость транзита мощности между энергосистемами. На Амурскую область пришелся наибольший объем работ – в регионе было заменено 270 изоляторов на подстанциях 220 кВ «Архара» (40 МВА), «Ключевая» (50 МВА), «Новокиевка» (50 МВА), «Февральская» (176 МВА), которые снабжают электроэнергией объекты железнодорожной инфраструктуры и горнодобывающие предприятия. В Приморье изоляторы (в количестве 176 штук) заменены на Приморской ГРЭС (на открытом распределительном устройстве 500 кВ) и подстанции 220 кВ «Горелое» (317 МВА), которая обеспечивает энергией восточную часть Приморья. В Якутии изоляция была обновлена на подстанции 220 кВ «Хани» (50 МВА), снабжающей Байкало-Амурскую магистраль.

В дальневосточных регионах реализуются в том числе и проекты в сфере альтернативной энергетики. В конце минувшего года в расположенном за Полярным кругом поселке Тикси в Якутии (Булунский район) был введен в эксплуатацию ветродизельный комплекс «РусГидро» мощностью 3 900 кВт. Он включает ветроэлектростанцию мощностью 900 кВт, дизельную электростанцию мощностью 3 000 кВт и систему аккумулирования энергии мощностью 1 000 кВт (оборудование производства японской Komaihaltec). В год комплекс должен вырабатывать свыше 12 млн кВт/ч электроэнергии, что снизит расход топлива более чем на 500 тонн в год, при этом для дизельных агрегатов в качестве топлива может использоваться сырая нефть, которая является более дешевой, чем дизельное топливо. Объем инвестиций в проект составил 900 млн рублей. До конца текущего года «РусГидро» намерено построить новые подобные энергокомплексы в других арктических районах Якутии - поселках Табалах, Мома, Сасыр, Тебюлях и Кулун-Елбют, в городе Верхоянске.

В Магаданской области «Полиметалл» продолжает реализацию проекта строительства солнечной электростанции для «Омолонской ЗРК» - в феврале на промышленную площадку ГОК «Кубака» (Северо-Эвенский район) были доставлены первые солнечные панели. Запуск объекта запланирован на четвертый квартал текущего года.