Иркутск
Улан-Удэ

Благовещенск
Чита
Якутск

Биробиджан
Владивосток
Хабаровск

Магадан
Южно-Сахалинск

Анадырь
Петропавловск-
Камчатский
Москва

Бюллетень EastRussia: пятничный эксклюзив – электроэнергетика

Традиционный эксклюзивный отраслевой аналитический обзор бюллетеня EastRussia – энергетика Дальнего Востока - итоги, объемы генерации, планы по развитию инфраструктуры

В Дальневосточном ФО строятся новые объекты генерации, которые в том числе должны обеспечить электроэнергией новые промышленные объекты. Кроме того, запланировано проведение масштабных работ в рамках электрификации Восточного полигона «РЖД», что связано с работами по расширению пропускной способности железнодорожных магистралей. Правительство приняло решение о постепенном снижении надбавок для потребителей ценовых зон энергорынка, используемых для снижения тарифа в дальневосточных регионах. Тем не менее, данный процесс продлится до 2028 г., что вызывает недовольство промышленных потребителей энергии. В дальневосточных регионах реализуются проекты по модернизации энергетических мощностей и планируется развивать отдельные проекты, связанные с использованием альтернативных источников энергии.

Бюллетень EastRussia: пятничный эксклюзив – электроэнергетика
Фото: пресс-служба ПАО «РусГидро»

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.

Между тем «Восточная горнорудная компания» (ВГК) планирует создать в Углегорском районе Сахалинской области ветропарк мощностью 67,2 МВт, инвестировав в него 8,5 млрд рублей. Запустить комплекс в эксплуатацию предполагается в 2023 г. Ветропарк должен обеспечить потребности производственных объектов компании, в частности Солнцевский угольный разрез, угольный морской порт «Шахтерск» и магистральный конвейер.

23 июня: актуальная информация по коронавирусу на Дальнем Востоке
Дайджест региональных событий и свежая статистика