«Энергия Сахалина-2026» — под знаком локальных успехов и нерешенных вопросов

Изначально к этому сюжету мы сами относились скорее как к исследовательскому или даже дискуссионному проекту. Однако в диалоге экспертов Ассоциации развития ТЭК с редакцией East Russia стало очевидно, что тема креативной экономики на Дальнем Востоке связана с энергетикой гораздо теснее, чем это кажется на первый взгляд. По сути, эта статья стала попыткой зафиксировать простую, но, как оказывается, не самую очевидную мысль: креативная экономика в макрорегионе без решения энергетических вопросов сталкивается с базовым инфраструктурным ограничением, которое невозможно обойти лишь разработкой стратегий или отраслевых программ.

Стратегии две — креатив один

В 2026 году Правительство России планирует принять сразу две важные для Дальнего Востока программы с единым горизонтом планирования до 2036 года. Первая — Стратегия социально-экономического развития ДФО (Стратегия ДФО), определяющая долгосрочную модель развития макрорегиона. Вторая — Стратегия развития креативной экономики РФ (Стратегия креативной экономики), которая формирует подходы к развитию творческих индустрий по всей стране. Для Дальнего Востока этот вопрос особенно важен, поскольку сегодня макрорегион остаётся одним из аутсайдеров по объёму производства творческих продуктов. Согласно данным Стратегии креативной экономики, доля валовой добавленной стоимости творческих индустрий в ВРП ДФО составляет лишь 1,5%. Ниже — только Уральский федеральный округ (1,3%), что во многом объяснимо его индустриальной структурой экономики.

При этом Стратегия ДФО трактует развитие регионального креатива прежде всего через поддержку коренных малочисленных народов Севера, реализацию крупных проектов и создание новых объектов культуры. Вместе с тем документ отдельно отмечает, что изношенность материально-технической базы и слабое развитие инфраструктуры наиболее заметны именно в малых и удалённых населённых пунктах. То есть креативное развитие Дальнего Востока, хотим мы того или нет, по своей природе неразрывно связано с удалённостью и низкой плотностью населения.

Более того, как показывает уже накопленный опыт, креатив Дальнего Востока — это гораздо шире, чем описанные Стратегией ДФО традиции КМНС или сельские дома культуры. Это и профессиональный кинематограф с мировым именем, и креативные и цифровые кластеры в самых необычных локациях, и невероятные по своей красоте, но оттого лишь более удалённые от цивилизации туристические маршруты. И все эти отрасли креатива неизбежно сталкиваются со схожими инфраструктурными вызовами, в первую очередь — энергетическими.

Креатив без энергии

Надо сказать, что Стратегия ДФО признаёт региональные проблемы в электроэнергетике. В документе говорится, что износ энергетической инфраструктуры превышает среднероссийский уровень в 1,4 раза, а дефицит мощностей только растёт: за 2013–2024 годы потребление электроэнергии увеличилось на 33%, тогда как производство выросло лишь на 25%. Решение предлагается в экономии электричества и «перекачке» энергии из Сибири. Однако энергетический раздел Стратегии ДФО никак не увязывается с креативной экономикой, а креативная экономика — с проблемами энергоснабжения.

Любопытно, что и Стратегия креативной экономики также упускает из виду энергетические проблемы. Да, в документе есть раздел «Развитие инфраструктуры креативных индустрий», однако под инфраструктурой здесь понимаются творческие центры, кластеры, колледжи, проектно-продюсерские мастерские и прочие подобные площадки. Хотя Стратегия и упоминает «имущественные объекты, которые могут быть отнесены к инфраструктуре поддержки», сама энергетика как элемент инфраструктуры не названа.

Здесь возникает парадокс — обе Стратегии подробно обсуждают креативные пространства, туристические проекты и IT-кластеры, но ни одна не рассматривает вопрос обеспечения энергией в условиях Дальнего Востока. Между тем откуда дальневосточным креативщикам получить надёжную и доступную энергию, которая и без того в дефиците? Тем более что потенциал развития креативных проектов кроется вдали от городов, а порой и за Полярным кругом или даже на островах.

Решение в автономности

Ключ к решению энергетической проблемы креативного развития Дальнего Востока кроется, как ни странно, в тексте самой Стратегии ДФО. Документ приводит одну крайне важную цифру — в макрорегионе уже функционирует более 500 не подключённых к централизованной сети объектов малой распределённой генерации (МРГ) суммарной мощностью свыше 800 МВт. Несложно подсчитать, что средняя мощность одного такого объекта составляет около 1,6 МВт. Этого достаточно для питания большинства объектов креативной экономики — от небольших производств и туристических баз до IT-кластеров и медиастудий.

В российской энергетической повестке термин «малая распределённая генерация» (МРГ) используется достаточно широко, однако его трактовка остаётся неоднородной. Как итог — границы этого понятия существенно разнятся как по диапазону мощности, так и по составу включаемых технологий и типов генерации. В данном материале используется определение, сформулированное экспертным советом по энергетике при Комитете Государственной Думы РФ:

«Малая распределённая энергетика — это генерирующие объекты мощностью от 1 до 50 МВт, расположенные в непосредственной близости от потребителя, с возможностью использования систем накопления энергии и технологий SmartGrid. К распределенной энергетике относятся объекты, использующие когенерационную выработку энергии и возобновляемые источники энергии. Первичные энергоисточники таких объектов могут быть как бестопливными (солнечная, ветровая, волновая, геотермальная энергия и другие ВИЭ), так и топливными (уголь, нефть, промысловый газ, биомасса различного происхождения)».

Так, энергопотребление профессиональной выездной съёмочной площадки обычно составляет не более 100 кВт установленной мощности. Таким образом, средняя МРГ-станция обладает мощностью, достаточной для одновременного обеспечения не менее десяти подобных площадок. Что касается туристической сферы, прикладные расчёты показывают, что энергопотребление глэмпингов и иных мест размещения на 10–15 модулей обычно находится в диапазоне 10–25 кВт. При появлении общественной инфраструктуры (ресторанов, спа-зон, сервисных зданий) нагрузка может возрастать до 30–50 кВт. Таким образом, средняя МРГ-станция мощностью около 1,6 МВт способна обеспечить энергией порядка ста небольших туристических комплексов.

Главное же преимущество малой генерации — полная независимость от централизованного энергоснабжения. Такие объекты могут располагаться в любой точке региона, на любом удалении от центральных сетей и даже в самых заповедных местах, где строительство ЛЭП попросту запрещено законом. Более того, МРГ-станция может работать на любом типе топлива или энергии: дизеле, угле, газе, ветре, солнце или их сочетании. Это позволяет адаптировать энергоснабжение под конкретную локацию, климат, сезонность и потребности объекта.

Таким образом, МРГ — это уже готовое инфраструктурное решение, которое активно внедряется на Дальнем Востоке, но пока не рассматривается как драйвер креативной экономики. Вопрос в том, что Стратегия ДФО просто не делает логической связи между креативной экономикой и малой генерацией. А вот почему она их не проводит — это уже вопрос традиционных подходов российской энергетики.

Модель централизации

Здесь мы подходим к ключевому противоречию. С одной стороны, развитие креативной экономики Дальнего Востока всё чаще связано с удалёнными и малонаселёнными территориями. С другой — российская энергетическая политика по-прежнему ориентирована на развитие сетевой инфраструктуры, которая должна «дотягиваться» до этих территорий от крупных центров генерации. Причины этого противоречия во многом исходят из логики развития отечественной энергетики, сформировавшейся ещё в ранний советский период и основанной на строительстве крупных электростанций и создании единой сетевой инфраструктуры.

В условиях плановой советской экономики этот подход в значительной степени себя оправдал. Он позволил провести индустриализацию страны, освоить новые территории и создать одну из крупнейших централизованных энергосистем в мире. Однако с распадом СССР и развитием технологий логика пространственного развития страны существенно изменилась. Новые отрасли экономики, основными участниками которых всё чаще выступает малый и средний бизнес, развиваются всё более автономно и всё сложнее укладываются в логику централизованного энергоснабжения. Вместе с тем принятая в 2025 году Энергетическая стратегия РФ до 2050 года (Энергетическая стратегия) по-прежнему фиксирует верность базовым принципам развития электроэнергетики, заложенным в 1920 году Государственной комиссией по электрификации России (ГОЭЛРО).

Да, Энергетическая стратегия не игнорирует малую генерацию как таковую. В отдельных разделах документа, например, уделяется внимание возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) и повышению эффективности их использования. Стратегия также говорит о важности локализации на территории России технологий распределённой генерации. Однако основной акцент развития электроэнергетики по-прежнему сделан на принципах централизации: крупных генерирующих объектах и единой сетевой инфраструктуре. На практике это означает, что реализация любого проекта в первую очередь рассматривается через подключение его к централизованной сети. В такой парадигме МРГ-решения либо вовсе остаются без внимания, либо воспринимаются как резервный источник питания.

При этом практические расчёты показывают, что распределённые объекты не только более доступны на этапе реализации, но и в ряде случаев обеспечивают более низкую стоимость электроэнергии в долгосрочной перспективе. Мировая практика это во многом подтверждает. Многие страны с большой территорией и сложными географическими условиями делают ставку именно на МРГ. К примеру, Китай активно поддерживает граждан в выработке энергии прямо у себя дома. В Канаде около удалённых общин с общим населением около 200 тысяч человек обеспечиваются энергией преимущественно за счёт МРГ-станций. При этом правительство страны проводит политику по переводу этих населенных пунктов с дизельных генераторов на возобновляемые и более экологичные решения. Индонезия, чья территория состоит из более чем 17 тысяч островов, уже в принципе не может существовать без распределенных решений.

Креатив на МРГ

Примечательно, что на Дальнем Востоке уже есть успешный опыт внедрения МРГ в креативные индустрии. Охватывает он самые разные отрасли, потенциал которых, несмотря на уже широкую (в том числе и мировую) известность, тем не менее остаётся во многом нераскрытым.

Кинематограф

Показательный пример — якутский кинематограф. Один из самых ярких его проектов — фильм «Царь-птица» («Тойон кыыл»), съёмки которого проходили в Хангаласском улусе Якутии. Эта территория не подключена к централизованной сети, а сами локации находились в полностью безлюдных районах. Как итог — съёмочная группа работала исключительно на автономной энергии, обеспечивая освещение, технику, связь и бытовые нужды в условиях полной изоляции. Фильм получил приз Международной федерации кинокритиков FIPRESCI и специальный приз жюри Московского международного кинофестиваля, что ещё раз подтверждает: даже самые удалённые районы Дальнего Востока при наличии талантливой команды и надёжной инфраструктуры способны создавать креативный продукт мирового уровня.

Туризм

Серьёзный потенциал, который МРГ могла бы дать развитию креативной экономики на Дальнем Востоке, — это событийный и гастрономический туризм, а также комплексные туристско-развлекательные проекты. Эти направления напрямую отнесены Стратегией креативных индустрий к творческим проектам. Сегодня такие объекты, как правило, привязаны к местам, куда дотягиваются ЛЭП. Но есть территории с высоким туристическим потенциалом, где централизованного электроснабжения пока нет. Так, в особой экономической зоне «Байкальская гавань» в Бурятии уже есть подключённые к сетям крупные туристические проекты, однако их появление стало возможным благодаря государственному участию в строительстве инфраструктуры. Для небольших игроков (глэмпингов, кемпингов, малых баз отдыха, которых на территории ОЭЗ площадью 36 кв. км может быть множество) такие расходы бюджетом не покрываются.

Между тем одна МРГ-станция мощностью всего 1–1,5 МВт могла бы обеспечить энергией десяток таких баз. Объединившись, они способны превратиться в площадку для событийного или гастрономического фестиваля, что напрямую соответствует задачам креативной экономики. При этом решения по автономному энергоснабжению применимы не только для Байкала. Шантарские и Курильские острова, вулканы Камчатки, водопады Сихотэ-Алиня — все эти места с огромным туристическим потенциалом, который остаётся нераскрытым в первую очередь из-за инфраструктурных проблем.

Информационные технологии

В завершение можно привести пример потенциала МРГ-энергетики для сферы IT. Мало кто знает, что власти Сахалинской области уже несколько лет предлагают IT-компаниям регистрироваться на Курилах. На первый взгляд идея звучит абсурдно, однако стоит лишь немного разобраться в деталях. Пока в публичном пространстве доминируют разговоры о «непосильной налоговой нагрузке», режим ТОР «Курилы» позволяет в течение двадцати лет не платить налоги на прибыль и имущество и применять пониженный тариф по страховым взносам в 7,6%.

Скептики скажут, что на Курилы никто не поедет. Однако и этот вопрос уже проработан. Для IT-сектора допускается полностью удалённый формат работы, а на самих Курилах может находиться всего один сотрудник с рабочим местом. Что важно — для офиса, узла связи и минимальной инфраструктуры не требуется подключение к централизованным сетям. Более того, здесь даже не потребуется завоз топлива: потребности одного рабочего помещения настолько малы, что их можно закрыть солнечной панелью и ветряной установкой с простейшим накопителем.

Очевидно, что в таком кейсе экономия на налогах и страховых взносах уже в первый год полностью покроет все расходы на создание минимальной обязательной базы. В итоге решение создать IT-компанию на Курилах на первый взгляд действительно кажется небольшим безумием, однако при внимательном рассмотрении очевидно, что развитие креативных индустрий на Курилах оказывается выгоднее, чем в большинстве других преференциальных режимов страны. Если рассуждать и дальше, то даже одно МРГ-решение небольшой мощности на Курилах может стать основой для формирования целого IT-кластера на самых удаленных островах нашей страны, как бы странно это ни звучало.

Новая логика

Развитие креативной экономики на Дальнем Востоке невозможно рассматривать отдельно от энергетики. Причиной тому сама специфика территории. ДФО — самый большой федеральный округ с огромными расстояниями и низкой плотностью населения, где в то же время износ энергетической инфраструктуры значительно превышает среднероссийский.

При этом именно удалённые территории сегодня рассматриваются как одно из ключевых пространств для развития дальневосточных креативных индустрий. Речь идёт не только о туризме, но и о ремесленных производствах, этнокультурных проектах, киноиндустрии, цифровых сервисах и IT-бизнесе. Однако любая подобная инициатива неизбежно упирается в базовый вопрос энергоснабжения: без надёжной и автономной энергии невозможно обеспечить работу мастерских, туристических объектов, съёмочных площадок.

Парадокс в том, что ни Стратегия развития Дальнего Востока, ни Стратегия креативной экономики не рассматривают энергетику как часть инфраструктуры творческого сектора. Сама же российская энергетическая политика по-прежнему по большей части опирается на принципы централизованной системы. Поэтому развитие креативной экономики в макрорегионе требует пересмотра самой логики инфраструктурного планирования и признания МРГ одним из базовых инструментов развития территорий.

Одним из основных проблемных вопросов в электроэнергетической отрасли на Дальнем Востоке является строительство и модернизация мощностей для борьбы с энергодефицитом. При этом ремонт действующего оборудования на электростанциях осложнен санкционными ограничениями. Минэнерго в апреле предложило правительству РФ продлить работу старого оборудования на дальневосточных электростанциях ПАО «РусГидро», вместо их вывода из эксплуатации. С помощью такой меры планируется частично закрыть энергодефицит в 862 МВт, прогнозируемый в макрорегионе к 2031 г.

Так, в Якутии предлагается сохранить работу трех газотурбинных установок (производства американской компании General Electric) мощностью 123 МВт на Якутской ГРЭС-2, одну газотурбинную установку на 43 МВт на Якутской ГРЭС. Также есть предложение установить на Якутской ГРЭС новое оборудование мощностью не менее 35,5 МВт с 2030 г. Таким образом предполагается закрыть дефицит в 202 МВт в республике.

В Приморском крае Минэнерго предлагает продлить ресурс работы двух газотурбинных установок мощностью 93 МВт на Восточной ТЭЦ во Владивостоке и оборудования на 200 МВт на Артёмовской ТЭЦ, для покрытия дефицита мощности в 506 МВт за контролируемым сечением «Переход через Амур».

Продление работы Якутской ГРЭС (газовые турбины ГТЭ-45-3), по оценкам «РусГидро», потребует 7 млрд рублей на поддержание в рабочем состоянии и решение проблем с газоснабжением. Продление работы Артёмовской ТЭЦ до 2032 г. оценивается в 15 млрд рублей (паровые котлы, турбинные установки). Кроме того, рассматривается возможность установки в дальневосточном макрорегионе систем накопления электроэнергии (КОМ НГО СНЭ^[1]) мощностью не более 390 МВт (1,77 тыс. МВт*ч). В «Системном операторе» (диспетчер энергосистемы) называют продление сроков эксплуатации действующей тепловой генерации в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока вынужденной мерой до реализации крупных проектов длительного цикла строительства.

Бурятский узел

Сложная ситуация тем временем складывается вокруг генерирующей компании «ТГК-14» - основного производителя и поставщика электрической и тепловой энергии в Забайкальском крае и Бурятии^[3]. В мае прокуратура Забайкальского края подала иск в Арбитражный суд региона с требованием признать недействительной сделку по продаже акций ПАО «Территориальная генерирующая компания №14» (ТГК-14), подконтрольного председателю совета директоров компании К.Люльчеву и бывшему вице-губернатору Приморского края, члену совета директоров «ТГК-14» В.Мяснику. Договор купли-продажи был заключен между АО «Дальневосточная управляющая компания» (покупатель) и ООО «Энергопромсбыт» (продавец). Ответчиками по делу выступают АО «Дальневосточная управляющая компания» («ДУК»), ООО «Энергопромсбыт» и «ТГК-14». Прокуратура требовала обратить в доход государства 985,8 млрд акций «ТГК-14», принадлежащих «ДУК», а также еще 54,6 млрд акций, оформленных на К.Люльчева.

АО «ДУК» является основным акционером «ТГК-14», контролируя 79,32% ценных бумаг энергокомпании. В.Мясник возглавлял «ДУК» с 2022 г. по январь 2025 г. В данный период он одновременно занимал пост заместителя председателя совета директоров «ТГК-14». К.Люльчеву напрямую принадлежало еще 4,86% акций.

К.Люльчев и В.Мясник стали совладельцами «ТГК-14» в конце 2021 г. через «Дальневосточную управляющую компанию». Они получили кредитную линию «Промсвязьбанка» в размере 3,211 млрд рублей на приобретение 92,21% акций «ТГК-14» у структур ОАО «РЖД», где ранее работал К.Люльчев, и связанного с «РЖД» НПФ «Благосостояние». Обязательным условием предоставления кредитной линии «ДУК»^[4] являлось поручительство «ТГК-14» под залог своего имущества. Таким образом покупка акций «ТГК-14» у одного акционера другим была профинансирована самой генерирующей компанией. После завершения сделки имущество компании стало залоговым. В прокуратуре рассматривают такое приобретение как сложную финансовую схему, поскольку компания была приобретена через фирму с минимальным уставным капиталом, а кредит на сделку был оформлен под залог активов самой «ТГК-14».

Прокуратура в иске также просила арестовать имущество компаний, ценные бумаги «ДУК»^[5], запретить сделки с активами, произвести смену руководства и реорганизацию предприятий.

Арбитражный суд удовлетворил заявление частично – 18 мая были арестованы принадлежащие «ДУК» акции «ТГК-14» (обыкновенные именные бездокументарные акции) на сумму около 540 млн рублей по номинальной стоимости и около 3 млрд рублей по рыночным котировкам (около 39,8% уставного капитала компании). Компании запрещено продавать эти акции, передавать их в залог (или иным способом обременять правами третьих лиц). Несмотря на то, что Генпрокуратура изначально просила арестовать все акции «ТГК-14» у «ДУК» и К.Люльчева, а также ценные бумаги «ДУК» у К.Люльчева и В.Мясника, запретить любые действия с ними, суд все же счел связанным с иском и соразмерным требованиям только арест акций, являющихся непосредственным предметом оспариваемой сделки. Остальные меры отклонены как не относящиеся к спору.

Напомним, что В.Мясник и К.Люльчев были задержаны в мае 2025 г. по подозрению в мошенничестве в особо крупном размере. Основанием для привлечения к ответственности стали заявления крупных предприятий из структуры ГК «Ростех» – АО «Улан-Удэнское приборостроительное производственное объединение» и АО «Улан-Удэнский авиационный завод» (Бурятия)^[6]. В апреле текущего года К.Люльчеву и В.Мяснику было предъявлено окончательное обвинение по статьям о растрате и легализации доходов. В настоящее время фактически руководство «ТГК-14» осуществляет член совета директоров компании, гендиректор АО «ДУК» Е.Николаев – бывший начальник главного следственного управления ГУ МВД по Москве, специализирующегося на расследовании экономических преступлений.

На этом фоне в конце июня стало известно, что «ТГК-14» приостановит строительство двух энергоблоков мощностью 200 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 в Бурятии из-за отсутствия финансирования. На реализацию проекта было заложено 65,5 млрд рублей. До 15 июля на совет директоров «ТГК-14» будет вынесен вопрос об остановке строительства на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 и анализе последствий данного решения. Проекты по расширению Улан-Удэнской ТЭЦ-2 были отобраны на конкурсах для покрытия энергодефицита на юго-востоке Сибири в 2024 г. Суммарная мощность двух энергоблоков изначально была заявлена на уровне 155 МВт. За 2024 г. общую стоимость строительства оценивали в 31,8 млрд рублей, в 2025 г. показатель вырос до 65,5 млрд рублей. Сроки для ввода двух энергоблоков были установлены на 31 августа 2028 г. и 1 июля 2029 г. До наступления этих дат штрафные санкции могут быть применены в случае отказа поставщика от исполнения обязательств по договорам.

Атомная генерация

В сфере атомной энергетики до конца года предполагается завершить разработку проектной документации Приморской АЭС с двумя энергоблоками суммарной мощностью 2000 МВт (с реакторами ВВЭР-1000)^[7]. Готовая документация должна быть направлена для прохождения госэкспертизы в начале 2027 г. Согласно планам, ввод первого блока станции должен состояться в 2033 г., а второго – 2035 г. Приоритетным вариантом для размещения Приморской АЭС является площадка «Раздольное», рядом с селом Красный Яр Уссурийского городского округа, где в 2025 г. были начаты инженерные изыскания. Начало работ по строительству станции намечено на декабрь 2027 г.

В середине апреля в Уссурийске прошли общественные слушания по проекту строительства АЭС. В них приняли участие порядка 650 человек. В том числе, общественная активистка М.Ахмедова выразила обеспокоенность по поводу выбранной для строительства АЭС локации – она отметила, что вблизи нее расположен потухший Барановский вулкан, что связано с геологическими и гидрологическими рисками. Также она указала на то, что в проекте отсутствуют продуманные меры по эвакуации населения в случае аварийной ситуации, а также, что площадка находится в центральной части Барановского экологического коридора, обеспечивающего связь между ареалами обитания амурского тигра. В целом в своих выступлениях спикеры из числа представителей региональной общественности наиболее часто отмечали проблемы месторасположения станции^[8]. Тем не менее по итогам обсуждений участники слушаний поддержали реализацию проекта.

Кроме того, в мае «Росатом» изготовил первый реактор РИТМ-200С для головного плавучего энергоблока ПЭБ-106 плавучей АЭС (ПАТЭС), которая должна снабжать Баимский ГОК в Чукотском АО (Билибинский район). Реактор собран на заводе «ЗиО-Подольск» в Московской области^[9]. В конструкцию плавучего энергоблока ПЭБ-106 входят две реакторные установки РИТМ-200С электрической мощностью 58 МВт каждая. Всего для проекта планируют построить четыре модернизированных плавучих энергоблока (три основных, один сменный). Запуск первых двух энергоблоков ПАТЭС для Баимского ГОКа запланирован на первый квартал 2027 г., третьего – на первый квартал 2028 г., четвертого – на середину 2031 г.

Обновление энергетической инфраструктуры

Что касается обновления энергетической инфраструктуры в регионах, то АО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (ДРСК, ПАО «РусГидро») в 2026 г. рассчитывает ввести в Приморском крае свыше 226 МВА мощности. Планируется построить несколько подстанций с необходимой инфраструктурой, в их числе ПС 110/6 кВ «Снеговая» мощностью 12,6 МВА во Владивостоке, ПС 110/6 кВ «Перевальная», ПС 35/10 кВ «Пляжная» (обе - мощностью по 6,3 МВА), ПС 110/6 кВ «Советская» мощностью 12,6 МВА в Находке. В крае завершается строительство подстанции 35/10 кВ «Сунгача» с заходом ЛЭП 35 кВ протяженностью 12,8 км для пограничного автомобильного пункта пропуска «Марково» (Лесозаводский городской округ). В целях подключения жилого комплекса «DNS Сити»^[10] рядом с Владивостоком предполагается построить ЛЭП 6 кВ и установить новую трансформаторную подстанцию.

В свою очередь АО «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК, ПАО «РусГидро») в рамках ремонтной кампании 2026 г. намерено вложить в объекты угольных Благовещенской ТЭЦ и Райчихинской ГРЭС в Амурской области более 1,5 млрд рублей. На ремонт 20 единиц основного оборудования Благовещенской ТЭЦ направлено более 1,3 млрд рублей. Запланированы замена более 300 тонн металлоконструкций на котлоагрегате №1, монтаж нового 20-тонного водяного экономайзера на котле №4 и замена главной паровой задвижки на агрегате №2. Комплексные ремонты также должны быть осуществлены на четырех турбоагрегатах и генераторах, на силовом трансформаторе №1. Мощность Благовещенской ТЭЦ по теплоэнергии превышает 1 тыс. Гкал/ч, по электроэнергии – 404 МВт.

На Райчихинской ГРЭС (пгт Прогресс) на ремонтную кампанию направлено более 212 млн рублей. На ГРЭС ведутся работы по обновлению оборудования пылеприготовления на котлоагрегате №3, подготовка к капитальному ремонту котлоагрегата №7. Установленная электрическая мощность станции составляет 83 МВт, тепловая – 173,1 Гкал/час.

В то же время в Амурской области Дальневосточное управление Ростехнадзора в июне выдало ПАО «Россети» разрешение на допуск в эксплуатацию подстанции ПС 500 кВ «Даурия». Трансформаторная мощность ПС «Даурия» составляет 501 МВА. Ввод станции позволяет повысить пропускную способность сети для разработки золоторудного месторождения Таборное (Nordgold) и угольного месторождения Сыллахское (ООО «АнтрацитИнвестПроект»).

В Магаданской области весной завершилось строительство линии электропередач в поселок Талая (Хасынский муниципальный округ), для подключения одноименного курорта (открыт после реконструкции в июне). На строительство подстанции и ЛЭП Магаданской области в 2024 г. было предоставлено финансирование – средства единой президентской дальневосточной субсидии в размере 805,8 млн рублей, а более 2 млрд рублей составили средства регионального бюджета. Напомним, что реконструированный курорт «Талая» был открыт в июне текущего года. Ранее санаторий и земельный участок, на котором он расположен, находились в собственности региона, в 2019 г. их приобрел крупный магаданский предприниматель (владелец золотодобывающего концерна «Арбат»), депутат областной думы А.Басанский.

Наконец, АО «Дальневосточная распределительная сетевая компания» (ДРСК, входит в группу «РусГидро») в текущем году намерено построить в Хабаровске (на юге города) новую подстанцию 110 кВ «Амуркабель» мощностью 80 МВА. Инвестиции в проект оцениваются в 900 млн рублей. Завершение работ намечено на конец 2026 г. Параллельно создается новый центр питания – подстанция «Ореховая» 110/10 кВ с двумя трансформаторами по 40 МВА и двухцепной ЛЭП 110 кВ длиной 2,8 км от подстанции ПС 220 кВ «Амур». Проект реализуется в рамках второго этапа застройки нового микрорайона Ореховая сопка (расположен в Железнодорожном районе города)^[11]. Общий объем финансирования превышает 1 млрд рублей. Завершение также намечено на конец 2026 г.

Полную версию текста и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

[1] Пока крупнейшим проектом на рынке РФ является строительство СНЭ мощностью 100 МВт в Крыму и 250 МВт в Краснодарском крае (реализует ПАО «Россети»). СНЭ могут применяться для отсрочки или отказа от строительства новых линий электропередачи и подстанций. Накопители также могут участвовать в рынке системных услуг и замещать пиковую генерацию. В изолированных и удаленных энергосистемах Дальнего Востока и Арктики, где используется дизельная генерация, могут быть интегрированы накопители общей мощностью 175 МВт (700 МВт*ч) при длительности работы в четыре часа.

[3] Обеспечивает энергоснабжение более 500 тыс. жителей и около 10 тыс. юридических лиц в этих регионах. В состав компании входят семь ТЭЦ.

[4] «ДУК» в силу своего финансового состояния не имела возможности оплачивать более 0,1% кредита в год.

[5] 865,8 тыс. штук (номинальной стоимостью 865,8 тыс. рублей), принадлежащих К.Люльчеву, и 244,2 тыс. штук (номинальной стоимостью 244,2 тыс. рублей), которые принадлежали В.Мяснику.

[6] По версии следствия, В.Мясник и К.Люльчев с 1 января 2022 г. по 31 декабря 2023 г. вводили в заблуждение регулирующие органы Бурятии и Забайкальского края. В тарифных заявках они передавали некорректные данные, исходя из которых устанавливались тарифы на тепловую энергию. Они действовали с неустановленными сообщниками (из числа работников «ТГК-14»). Ущерб, нанесенный двум предприятиям «Ростеха», оценивается в 9 млрд рублей.

[7] Проект включен в генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2042 г., утвержденную правительством РФ в январе 2025 г.

[8] На ранее рассматриваемой для размещения АЭС территории ЗАТО Фокино были обнаружены несовместимые с размещением АЭС техногенные обстоятельства (по некоторым данным, использование площадки не было согласовано с Минобороны), вариант размещения вблизи поселка Ливадия (Находкинский городской округ) был отвергнут из-за курортного статуса зоны и сложных геологических условий, площадка в Артёмовском городском округе не подошла из-за расположенных рядом источников питьевого водоснабжения Владивостока. Площадка «Раздольное» находится в 14 км от Уссурийска и 50 км от Владивостока, имеется возможность подключения к существующим ЛЭП 500 кВ, что минимизирует затраты на создание новой сетевой инфраструктуры.

[9] Ранее сообщалось, что корпуса для трех энергоблоков будут изготовлены китайской компанией Wison (Nantong) Heavy Industry. В «Росатоме» отмечали, что такое решение было принято из-за загруженности российских верфей.

[10] Строится девелоперской группой «DNS Девелопмент» (входит в DNS Group Д.Алексеева и Ю.Карпцова), первые дома введены в эксплуатацию в 2025 г., ввод остальных очередей намечен на 2026-27 гг.

[11] Строительство жилых домов на территории осуществляют компании DARS Development, «Юникей», ООО СЗ «Азия-Контракт-Хабаровск», «Альфа-Рекорд», ООО СЗ «Свой квартал», ООО СЗ «ЦИТ-Строй ДВ», ООО «Кетом».

Китай держим в уме

При общем увеличении потребления электроэнергии в энергосистеме России на уровне 1,5% (накопительным итогом с начала года по 15 апреля включительно) дальневосточные регионы демонстрируют гораздо более высокие темпы. Так, в Забайкалье оно выросло на 8,7%, Бурятии – на 4,2%, Амурской области – на 4,3%, Хабаровском крае – на 9,3%.

Между тем экономика Дальнего Востока растет значительно быстрее, чем энергосистема, обращает внимание сенатор от Сахалина Андрей Хапочкин. К 2030 году дефицит мощностей всех регионов федерального округа может достичь 3,3 ГВт.

По сведениям Минвостокразвития, потребность к 2030 году по ДФО оценивается в 25,3 ГВт. При этом дефицит, в том числе с учетом выбывающих по сроку службы мощностей генерации, может составить 2,6 ГВт. В Приморье, Забайкалье, Бурятии и ЕАО уже сегодня состояние энергосистемы сдерживает приток инвестиций в строительство новых предприятий, указывается в недавней презентации ведомства.

«По мнению ряда аналитиков-скептиков, если не принять комплекс эффективных мер, то в недалеком будущем регионам Дальнего Востока потребуются меры поддержки экстренного характера, вплоть до аварийного экспорта из Китая», – выразил обеспокоенность Андрей Хапочкин.

Стоит сказать, в КНР – единственная работающая с Россией энергосистема, по которой нет договора об аварийной взаимопомощи, как например, с республиками Центральной Азии или Беларусью. «Мы предлагаем иметь такую возможность и для китайских коллег, и для нас. Просто полностью завершить взаимодействие двух энергосистем, иметь возможность прорезервироваться. Иной вопрос пока не стоит», – уточнил председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Федор Опадчий. 

Старое и новое

В Минэнерго России заверили о предпринимаемых мерах по недопущению дефицита энергии в ДФО. Если говорить об ОЭС Востока, то до 2028-2029 годов будет модернизировано и построено порядка 4,3 ГВт тепловых мощностей, сообщил замминистра энергетики РФ Петр Конюшенко. Речь идет о работах по Артемовской ТЭЦ, Хабаровской ТЭЦ-4, Владивостокской ТЭЦ-2, Южно-Якутской и Свободненской ТЭС, а также четырех ГРЭС: Якутской, Нерюнгринской, Партизанской и Приморской. Причем на таких объектах, как Якутская ГРЭС, Артемовская ТЭЦ и ТЭЦ Восточная решено не выводить старое оборудование из эксплуатации.

В свою очередь власти Хабаровского края предлагают расширить Хабаровскую ТЭЦ-3, введя на существующих площадях станции 330 МВт дополнительной мощности. Это возможно осуществить в ближайшие три-четыре года, говорит и.о. краевого министра энергетики Александр Чипизубов. В Минэнерго РФ сомневаются в таком сроке, оценивая, что работы займут шесть-семь лет. Данный вариант рассматривался министерством, уточнил Петр Конюшенко, но пока имеется более дешевое решение в пользу систем накопления электроэнергии, поскольку определенное подспорье будет со стороны возобновляемых источников энергии. Так, на основании прогноза СО ЕЭС, новые солнечные электростанции в ЕАО могут к 2027 году выдать 679 МВт, в Амурской области к 2029 году – 664 МВт.

«У нас остался вопрос по недостаточности потенциального дефицита электрической энергии на горизонте к 2030 году в размере 213 МВт, но уже нашли решение. Это будет реализовано, скорее всего, путем строительства систем накопления электрической энергии. Это очень быстро реализуемые мероприятия, которые сейчас уже в высокой стадии готовности нами осуществлены на территории Краснодарского края», – привел в пример замминистра энергетики России.

Относительно юго-восточной части ОЭС Сибири, к которой относятся Забайкалье и Бурятия — здесь построят Забайкальскую ТЭС мощностью 1050 МВт, что также позволит компенсировать возможный дефицит. Кроме того, предстоит возвести линию электропередачи постоянного тока для поставок электричества из Красноярского края.

«Строительство из Красноярска в Бурятию – это решение дефицита к 2030 году. Это передача 1500 МВт внутри ОЭС Сибири плюс [Забайкальская] станция 1050 МВт, то есть 2,5 тыс. МВт мы приводим в юго-восточную часть Сибири», – пояснил Федор Опадчий. При этом в среднесрочных планах остается объединение на параллельную работу ОЭС Сибири и ОЭС Востока линией переменного тока, хотя пока не ясно с финансированием. Если заглядывать дальше, то по Генсхеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года предусмотрено продолжение линии постоянного тока в восточном направлении уже из Бурятии. Она обеспечит второй вид связи между соседними энергосистемами. Это перспектива уже 2030-х годов, уточнил председатель правления СО ЕЭС. 

Продержаться до АЭС

Таким образом, подытожили в Системном операторе ЕЭС, в числе принятых решений по генерации в ДФО до 2031 года – строительство и глубокая модернизация почти 2,4 ГВт тепловых электростанций на угле, около 2,5 ГВт – на природном газе, а также 2,1 ГВт солнечных и 520 МВт ветровых электростанций. Острота проблемы с энергодефицитом будет сглажена.

Что касается изолированных энергосистем в ДФО, то за счет программ модернизации прирост мощностей в ближайшие годы ориентировочно составит 477 МВт. Работы запланированы в Якутии и на Камчатке.

«Подавляющее большинство необходимых решений по строительству генерации и сетей для обеспечения этого роста электропотребления уже принято, ждем их реализации. На время строительства, конечно, ключевым фактором является надежная работа действующего оборудования, которое должно обеспечить покрытие и пиков мощности и электроэнергии», – отметил Федор Опадчий.

По его словам, сейчас необходимы инвестиции в продление работы старого оборудования станций, но бесконечно продлевать ресурс невозможно – это делается для того, чтобы дожить до ввода первого блока АЭС в Приморье на 1 ГВт в 2033 году (подробнее о проекте «”Не нужно бояться мирного атома”: возможен ли рост экономики ДФО без АЭС»?).

Значительная часть этой новой мощности пойдет на компенсацию вывода совсем старой генерации и обеспечение прироста энергопотребления в регионе. Второй блок АЭС в 2035 году должен обеспечить дальнейшее развитие экономики Приморья и Дальнего Востока в целом (ожидается, что к 2042 году около 30% потребления электроэнергии в ОЭС будет покрыто атомной генерацией).

За скорейшее строительство атомной электростанции в районе села Эворон выступают власти Хабаровского края. Согласно Генсхеме до 2042 года, первый блок АЭС на 600 МВт должен быть введен в 2041 году, второй – в 2042-м. В краевом правительстве, прогнозируя дальнейший рост потребления, просят сдвинуть срок реализации проекта влево, а мощность каждой очереди увеличить до 1 ГВт. Первый заместитель гендиректора концерна «Росэнергоатом» по сбыту, бизнес-развитию и энергетической политике Александр Хвалько заверил, что корпорация готова приступить к стройке раньше, если будут верифицированы прогнозные данные края по спросу на электроэнергию.

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики будет корректироваться, сказал председатель правления СО ЕЭС. Он не исключил запуска АЭС в более ранний срок, если появятся инвестпроекты в Хабаровском крае, не предусмотренные предыдущей редакцией Генсхемы.

Тем временем Сахалинская область предложила реанимировать идею создания энергомоста материк – остров, которая выносилась на обсуждение еще в 2000-х. Тогда это обосновывалось желанием поставок электроэнергии в Японию – по специальному силовому кабелю, проложенному по дну пролива Лаперуза. Предусматривалось организовать экспорт в Страну восходящего солнца как с электростанций, расположенных на Сахалине, так и с аналогичных объектов в Амурске, Комсомольске, Совгавани. Сейчас эффективность проекта подается с той точки зрения, что Сахалин станет частью Объединенной энергосистемы.

«Ситуации бывают разные и чрезвычайные. Если будет авария на Сахалине, то перетоки пойдут с материка. Если аварии в Хабаровском, Приморском крае – перетоки пойдут с Сахалина», – резюмирует Андрей Хапочкин, отмечая, что самое узкое место в проливе Невельского между Хабаровским краем и Сахалином – всего 6-7 км.

Безусловно, продолжение единой энергосистемы – благо, говорит Федор Опадчий. «По поводу моста нужно учитывать, что, может быть, море всего 6 км, но надо до моря пройти от источников с той стороны. В этом смысле вопрос исключительно экономический. Пока у нас дефицит с одной и с другой стороны, нам все равно нужно построить генерацию. Когда появится атомная станция, надо сложить экономику, сколько это (энергомост – прим. ред.) стоит», – рассуждает он.

Отказать нельзя строить

В рамках пленарной сессии заместитель председателя правительства Приморского края Владимир Малюшицкий привёл статистику, которая, по его словам, подтверждает реальный дефицит мощностей. На 1 января 2026 года установленная мощность в крае составила 2,7 тысячи МВт. Исторический максимум потребления в 2026 году впервые превысил её, достигнув 2,8 тысячи МВт. А к 2030 году ожидается рост до 3,3 тысячи МВт — и это без учёта новых крупных инвестиционных проектов. К 2033 году Артёмовская ТЭЦ 1936 года постройки полностью исчерпает свои ресурсы, а Партизанская ГРЭС, запущенная в 1954 году, покажет критический износ.

«Приморский край — один из наиболее перспективных регионов России с точки зрения промышленного роста и развития связей с АТР. Рост энергопотребления опережает установленную мощность», — отметил Владимир Малюшицкий. При этом Приморская и Хабаровская АЭС вместе обеспечат ДФО 3,2 тысячи МВт суммарной мощности.

Однако у проекта немало противников. Один из главных аргументов «против» — в регионе достаточно энергомощностей, и строительство АЭС избыточно. В открытом обращении, распространённом накануне форума, оппоненты проекта приводят собственные расчёты:

«Простой подсчёт открытых данных о новых энергоисточниках, которые войдут в строй уже до конца 2027 года, показал, что к этому времени Дальневосточный регион получит более 3 ГВт новой генерации. В списке — малые локальные источники Приморья (250 МВт), Южно-Якутская ТЭС (313 МВт), новые блоки Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) и Артемовской ТЭЦ-2, солнечные станции группы Хэвэл (1044 МВт) и «Юнигрин Энерджи» (650 МВт), ветряки АО ВетроСПК того же Росатома (370 МВт) и «Форвард Энерго» (150 МВт). Наконец, в те же 30-е годы, что планируется пуск АЭС, может дать 1 ГВт Канкунская ГЭС на Тимптоне. А уже сегодня регион на 60% сократил экспорт энергии в Китай — вполне разумная мера экономии», — пишут авторы обращения, подчёркивая, что «дефицит можно восполнять по-разному: и экономией, и развитием малых и нетрадиционных видов генерации».

Это противоречие — в центре всей дискуссии об АЭС на Дальнем Востоке. Оба лагеря оперируют реальными цифрами, однако расходятся в прогнозах роста спроса и в том, какой ценой нужно его покрывать.

8 тысяч строителей и мультипликативный эффект: что АЭС даст экономике Приморья

Пионером в создании атомной генерации на Дальнем Востоке выступит Приморский край. Заказчиком строительства выступает АО «Концерн Росэнергоатом», генподрядчиком — АО «АСЭ» (инжиниринговый дивизион Госкорпорации «Росатом»), головной научной организацией — НИЦ «Курчатовский институт».

Сейчас в посёлке Раздольное ведутся инженерные изыскания. На 14 апреля в Уссурийске назначены общественные слушания. В 2027 году планируется получить разрешение на строительство, в декабре того же года — провести первую заливку бетона. В 2032 году начнутся первые поставки ядерного топлива, в декабре 2033 года ожидается ввод в промышленную эксплуатацию первого реактора, в октябре 2035-го — второго.

Приморская АЭС будет самой мощной на Дальнем Востоке: два энергоблока по 1000 МВт каждый. Хабаровская АЭС рассчитана на два блока по 600 МВт со сроком службы 60 лет каждый.

На пике строительства — в 2030 году — стройка потребует около 8 тысяч специалистов. Средняя заработная плата в 2026 году составит 193 тысячи рублей. Директор филиала АО «Концерн Росэнергоатом» по реализации капитальных проектов Алексей Жуков подчеркнул, что регион получит колоссальный приток инвестиций и рост налогооблагаемой базы. Только за 2025 год Концерн перечислил в бюджеты регионов 57 млрд рублей налогов и направил 1,5 млрд на обеспечение жильём работников.

Жизненный цикл АЭС — это не только строительство. Он включает производство и поставку оборудования, строительно-монтажные и пусконаладочные работы, поставку топлива и сопутствующие услуги. Часть потребностей «Росатом» планирует закрыть за счёт локального производства. По словам Алексея Жукова, это открывает новые перспективы для производителей стройматериалов и металлоконструкций в Приморском и Хабаровском краях: только в Приморье проект потребует 290 тысяч тонн арматурной стали.

«Приморская АЭС — это фундамент для современной экономики. Станция создаст тысячи рабочих мест на этапе строительства и после ввода в эксплуатацию сформирует надёжную энергетическую базу. Это позволит привлекать новые инвестиции, повысит устойчивость энергосистемы и кардинально изменит налоговую состоятельность региона, обеспечив стабильные поступления в бюджеты всех уровней. Атомные станции уверенно входят в пятёрку крупнейших налогоплательщиков в консолидированных бюджетах субъектов Российской Федерации», — отметил Владимир Малюшицкий.

«Бояться АЭС не надо»: как Росатом отвечает на страхи жителей и аргументы противников

Опасения перед атомной энергетикой в Приморье имеют историческую основу. 1 ноября 1990 года Крайсовет после ожесточённых публичных дискуссий — и на заседаниях, и в СМИ — принял решение «считать строительство преждевременным, изыскательские работы прекратить». На территории, которую рассматривали в качестве строительной площадки, сегодня раскинулись угодья национального парка «Удэгейская легенда». Но времена изменились, считают в правительстве Приморского края.

Хабаровская АЭС и Приморская АЭС предусматривают четырёхуровневую систему безопасности, включая двойную защитную оболочку. Докладчики форума особо подчеркнули: опыт Фукусимы учтён. Объект способен выдержать самый сильный смерч и падение самолёта.

«Бояться АЭС не надо», — убеждён физик-ядерщик, директор филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция» Владимир Перегуда.

Сосновый Бор как модель будущего

Ленинградская атомная станция установленной мощностью 4,4 тысячи МВт расположена на берегу Финского залива. Более пятидесяти лет она вносит ключевой вклад в электроснабжение Северо-Западного региона и одновременно эксплуатирует два типа реакторных установок.

«Ленинградская АЭС изначально стала градообразующим предприятием и остаётся таковым по сей день. Сосновый Бор — это город-спутник с населением 64 тысячи человек и мощной научно-промышленной и социальной базой. Только предприятий "Росатома" там 14», — рассказал Владимир Перегуда.

За пять лет градообразующее предприятие инвестировало в Сосновый Бор свыше 1 млрд рублей по социальным программам: появились благоустроенные парки, волейбольный центр, спортивная инфраструктура. В школах открылись «атомные классы».

Именно по этой модели «Росатом» намерен развивать территории вокруг будущих дальневосточных станций. Социальные программы Концерна предусматривают создание образовательной среды, современной инфраструктуры и повышение качества медицинских услуг. Приморцы получат возможность трудоустройства через специальные учебно-тренировочные центры и программы повышения квалификации АО «Концерн Росэнергоатом».

Сможет ли этот опыт убедить тех, кто живёт рядом со стройкой, — покажут общественные слушания.

Добавим, что генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 года, утвержденной Правительством РФ, запланирован ввод в общей сложности 38 энергоблоков АЭС суммарной мощностью 29,3 ГВт. К 2045 году президентом РФ поставлена задача увеличить долю атомной выработки в энергобалансе до 25 %, сегодня она составляет около 19 %.

Энергию рек отпускают в открытый рынок

В России потенциал гидроэнергетики, который оценивается в 852 тераватт-час, освоен только на 22% (для сравнения, в Европе эта доля составляет 76%, в США – 52%, в Латинской Америке – 40%, в Азии – 43%), а непосредственно по Дальнему Востоку – всего на 7%, рассказывает директор департамента стратегии и перспективного развития ПАО «Русгидро» Константин Янко. «По вводу новых мощностей мы сильно отстаем от таких стран, как Китай, Бразилия, Индия, Турция и Вьетнам», – свидетельствует менеджер.

Между тем ГЭС обладают рядом преимуществ перед электростанциями, работающими на углеводородном топливе, продолжает он. В их числе – более длительный срок службы (свыше 100 лет), достаточно низкие, в два-три раза в сравнении с ТЭС, операционные расходы. Даже по отношению к ветро- и солнечной генерации ГЭС имеют плюсы, поскольку менее метеозависимые, отмечает представитель энергохолдинга.

Впрочем, строительство объектов гидроэнергетики характеризуется высоким CAPEX`ом и длительным строительным циклом. Кроме того, крупная генерация требует дополнительного развития сетевой инфраструктуры. «Как раз на Дальнем Востоке мы сейчас обкатываем возможность более быстрых строек по объектам ВИЭ: 1,6 ГВт – это объекты по солнцу и ветру, которые, хотя бы в плане, позволят [для покрытия растущего энергодефицита] обеспечить объем необходимой электроэнергии на горизонте полутора-двух лет. Все остальное строится существенно дольше», – пояснил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов.

Считается, что после возврата инвестиций гидроэлектростанции способны влиять на снижение стоимости электроэнергии. В прошлом году ОЭС Востока начала работу во второй ценовой зоне оптового рынка. Этот переход затронул Приморье, Хабаровский край, Амурскую область, ЕАО и южные районы Якутии. Вначале произошел скачок оптовой цены, тем не менее, проинформировали в Минвостокразвития, благодаря предпринятым мерам, в том числе за счет регулирования продажи наиболее дешевой электроэнергии с гидроэлектростанций, в целом повышение стоимости электроэнергии в ДФО не превысило среднероссийский рост.

«Высокая водность и большая загрузка ГЭС оказали свое влияние», – подтвердила замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Ольга Арутюнова.

Однако встает вопрос, как ускоренное внедрение рыночного ценообразования на Дальнем Востоке, предполагающее поэтапное увеличение доли свободно продаваемой на оптовом рынке выработки ГЭС (с 22% в 2026 году до 100% в 2030-м), отразится на потребителях. «Даже при таком уровне либерализации ГЭС у нас все равно продолжает действовать механизм сглаживания. И что особенно важно, чтобы не было никаких опасений как у губернаторов, так и простых граждан, цены для населения продолжают оставаться регулируемыми. Они растут в соответствие с прогнозом социально-экономического развития, в соответствие с той инфляцией, которая в этом прогнозе заложена», – заверила Ольга Арутюнова, признав, что уже не осталось возможностей держать цены низкими.

В регионах не скрывают своей озабоченности. «В Еврейской автономной области, за счет того, что нам географически повезло – у нас сосед Амурская область (где расположены главные ГЭС на Дальнем Востоке – Прим. ред.) – не так дорого, как у коллег из других регионов [по уровню тарифов], но все же дорого, и рост цен продолжается», – сетует зампред правительства ЕАО Анна Тарасенко. 

От Приморья до Бурятии

В числе приоритетных проектов «Русгидро» на Дальнем Востоке – строительство Нижне-Зейской ГЭС в Амурской области (мощностью 428 МВт), Нижне-Ниманской в Хабаровском крае (360 МВт), Канкунской на юге Якутии (1000 МВт), а также гидроаккумулирующей станции Приморская в районе Амурского залива (600 МВт). Еще две гидроэлектростанции запланированы в Бурятии – Мокская (1200 МВт) и Ивановская (210 МВт) на реке Витим. Варианты реализации данного проекта рассматривает холдинг «Эн+».

«Мокский гидроузел – стратегический проект, который позволит обеспечить энергией крупнейшие инфраструктурные и промышленные направления. Это БАМ, а также развитие минерально-сырьевой базы Дальнего Востока», – заявлял ранее глава Бурятии Алексей Цыденов.

Согласно презентации председателя правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Федора Опадчего, на днях представленной участникам круглого стола «Стратегические направления развития энергогенерации в РФ: модернизация, диверсификация и технологический суверенитет», Нижне-Зейская ГЭС должна заработать в 2032 году, Приморская ГАЭС – в 2034-м, Ивановская ГЭС – в 2034-2035-м. На Мокской ГЭС будут поэтапно вводить мощности в 2032-2035 годах, а первый пусковой комплекс Канкунской ГЭС в 392 МВт может быть запущен в 2036-м. Дата открытия Нижне-Ниманской ГЭС, судя по всему, уходит за 2036 год.

Между тем вопрос изыскания инвестиционных ресурсов актуален, как никогда. По первоочередному объекту, Нижне-Зейской ГЭС, сообщил Константин Янко, началось проектирование, выбран створ, ведется подготовительная работа для строительства инфраструктуры, оформляются земельно-правовые отношения. Однако до настоящего времени проблема по источникам финансирования и механизму возврата инвестиций не решена, уточнил менеджер.

Гидрогенерация, наряду с атомной, одна из самых инвестиционно емких, говорит Андрей Максимов. «Наш подход пока сводится к тому, что хотя бы по тем затратам, которые будут относиться на водохранилище, получить софинансирование из федерального бюджета. Иначе рост цен для потребителей выходит достаточно серьезный. Понятно, процесс бюджетного финансирования сложный», – резюмировал представитель Минэнерго. 

Мечта инвестора

Для развития гидроэнергетики необходимо возродить механизм возврата инвестиций, действия договоров на поставку мощности (ДПМ) для ГЭС, подчеркнул Константин Янко. Причем важна доработка подходов в части поэтапной оплаты расходов еще на стадии стройки, до ввода объекта в эксплуатацию.

«Если будут созданы условия для возврата инвестиций и источника финансирования, «Русгидро» готово развернуть все проекты и строительство мощностей, которые на сегодняшний момент обозначены в Генеральной схеме», – заявил директор департамента стратегии и перспективного развития холдинга.

Механизмы возврата вложенных средств начинают действовать только после ввода объектов в эксплуатацию, соглашается член комитета Совета Федерации по экономической политике Михаил Борщев, а учитывая сроки строительных работ и стоимость заемных средств, разумно рассматривать авансирование государством части затрат.

Собственно, проблематика финансирования сегодня характерна для развития всех видов генерации. «Надежных специализированных фондов или институтов развития электроэнергетики не создано, как, допустим, ДОМ.РФ, у которого есть неплохой механизм инфраструктурных облигаций. Если бы его как-то развернуть в сторону электроэнергетики», – обращает внимание сенатор от Хабаровского края Виктор Калашников, добавляя, что должны быть инструменты, за счет которых возможно субсидировать процентные ставки по привлекаемым кредитам под создание новых энергомощностей.

По словам генерального директора ПАО «Т Плюс» Павла Сниккарса, в сложившейся ситуации, когда есть спрос на электроэнергию, ценовые параметры контрактов не устраивают банки по экономической модели, а со стороны энергокомпаний нет возможностей и источников инвестиций для финансирования проектов строительства и модернизации генерации. Здесь важно индексировать текущие параметры цены конкурентного отбора мощности, поскольку затраты энергетиков объективно растут.

«Если [отрасль] действительно станет инвестиционно привлекательной, таких проблем не будет. Потом уже от инвесторов не отобьемся, в очереди будут стоять, чтобы получить инвестиционный проект на строительство станции», – рассуждает Павел Сниккарс.

Тарифы и цены

Правительство в конце минувшего года рассматривало варианты ускоренного рыночного ценообразования на Дальнем Востоке. После запуска оптового энергорынка в макрорегионе до конца 2025 г. свободно продавалось всего 2,5% от всей выработки ГЭС. Увеличение доли свободной продажи рассматривается как мера стабилизации финансового состояния группы «РусГидро», позволяющая ей реализовать инвестиционную программу в ДФО. Тепловая генерация «РусГидро» на Дальнем Востоке накопила убытки в связи с особенностями тарифного регулирования, которые не учитывали рост цен на уголь. В условиях высокой ключевой ставки рост долговой нагрузки холдинга сокращает возможности по привлечению займов.

Базовый вариант роста конечной цены для потребителей (исключая население) на Дальнем Востоке, рассматриваемый в правительстве, предполагал, что доля либерализации цен выработки ГЭС будет увеличиваться на 2,5 процентных пункта ежегодно (вплоть до 15%) к 2030 г. В данном случае конечная цена на электроэнергию в 2026 г. должна была бы увеличиться на 18,4% - до 6,4 рублей за 1 кВт*ч., а к 2030 г. составить 9,03 рублей за 1 кВт*ч, что на 12,8% ниже средней по стране.

Однако в ноябре правительство одобрило сценарий ускоренного внедрения рыночного ценообразования на Дальнем Востоке, предполагающий, что с 2026 г. доля свободно продаваемой (на оптовом рынке) выработки ГЭС резко увеличивается с 2,5% до 22%. Конечная цена на электроэнергию в 2026 г. вырастет год к году на 22,2% и составит 6,6 рублей за 1 кВт*ч. С 2027 г. доля свободной продажи выработки должна вырасти до 40%, а затем показатель будет расти на 20 процентных пунктов в год, до 60% с 2028 г., 80% с 2029 г., и до 100% с 2030 г. К моменту полной либерализации в 2030 г. конечная цена на электроэнергию должна составить 10 рублей за 1 кВт*ч, что будет только на 3,4% ниже среднероссийского уровня. Таким образом, с 1 января 2026 г. доля свободно продаваемой выработки ГЭС в ДФО уже увеличилась с 2,5% до 22%.

Эффект от возможности продажи 22% электроэнергии ГЭС ДФО по рыночным ценам в 2026 г. в «РусГидро» оценивают примерно в 8 млрд рублей дополнительной выручки. По оценкам экспертов отрасли, ускоренная либерализация в принятом правительством варианте снизит долговую нагрузку «РусГидро» на 70 млрд рублей в 2030 г. (около 10%), но лишь на 1% в 2027 г., на 3% в 2028 г. и на 6% в 2029 г.

Известно также, что правительством ранее рассматривались варианты увеличения доли свободно продающейся электроэнергии ГЭС до 30% в 2026 г., до 60% в 2027 г. и до 100% с 2028 г. Последний сценарий предполагал, что процент либерализации будет увеличиваться до 57% в 2026 г. (до 7,02 рублей за 1 кВт*ч), до 96% в 2027 г. и до 100% с 2028 г. Данный сценарий предусматривал, что темпы роста цен год к году будут наиболее высокими. В итоге в Минэнерго и «РусГидро» от этих вариантов отказались.

С 1 января 2026 г. на территории Дальнего Востока также был запущен механизм управления спросом на электроэнергию. Он предполагает, что потребителям будут платить за снижение нагрузки в нужные для энергосистемы часы. В первом квартале 2026 г. будет работать один агрегатор^[1], ООО «Транснефтьэнерго» («Транснефть»). В настоящее время такая система действует в первой (европейская часть РФ и Урал) и второй (Сибирь) ценовых зонах энергорынка. По расчетам «Транснефтьэнерго», выручка участников рынка управления спросом на электроэнергию в обеих ценовых зонах и на Дальнем Востоке в первом квартале 2026 г. увеличится на 16% – до 736 млн рублей.

В «Совете рынка» оценивают, что на фоне либерализации рынка по итогам текущего года цена на рынке на сутки вперед (РСВ, сектор торговли электроэнергией^[2]) на Дальнем Востоке может вырасти на 12% относительно 2025 г., до 3,4 рублей за кВт*ч. В крупной промышленности ожидается рост одноставочных оптовых цен на электроэнергию в Дальневосточном ФО в 2026 г. примерно на 33%.

Одноставочная цена оптового рынка на Дальнем Востоке за 11 месяцев 2025 г. составила 2,884 тыс. рублей за МВт*ч, что ниже значений в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири (3,010 тыс. рублей за МВт*ч) и ценовой зоне Европы и Урала (3,372 тыс. рублей за МВт*ч). В «Совете рынка» полагают, что на рост индекса РСВ в ДФО в конце декабря 2025 г. – начале января 2026 г. повлияло увеличение предельного уровня цены в заявках ТЭС и общее снижение выработки ГЭС. При этом высокие цены РСВ также свидетельствуют о проблеме дефицита в ОЭС Востока, поскольку в зимний период выработка ГЭС традиционно сокращается из-за снижения водности рек, тогда как увеличивается загрузка и дефицит тепловой генерации, вводятся дорогие мазутные мощности. Все данные факторы влияют на цены РСВ.

Дефицит электроэнергии и модернизация мощностей

Растущий дефицит энергомощности остается проблемой отрасли в макрорегионе. Так, за последние десять лет потребление электроэнергии на Дальнем Востоке увеличилось на 33%^[3], что по темпам динамики в 2,4 раза выше, чем в среднем по России (14%). При сохранении текущих темпов роста, к 2030 г. регион может столкнуться с дефицитом энергомощности до 3,3 ГВт. По итогам 2025 г. рост энергопотребления на Дальнем Востоке составил 4,8% при общем снижении по стране на 1,1%.

Для предотвращения рост дефицита предполагается возведение новой генерации и модернизация существующих объектов, но стоимость работ увеличивается. В юго-восточной части Объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири к 2030 г., по оценкам «Системного оператора» (диспетчер энергосистемы) необходимо построить еще 2,029 ГВт мощности для покрытия энергодефицита (с учетом запрета на майнинг криптовалюты). В целях покрытия дефицита рассматривается возможность строительства линии постоянного тока пропускной способностью до 1,5 ГВт, протяженностью (из западной части Сибири в юго-восточную) около 1,75 тыс. км. «Россети» осенью минувшего года сообщили об осуществлении в настоящее время технико-экономического обоснования проекта, по итогам которого предполагается определить его параметры, включая стоимость.

Напомним, что в августе 2024 г. правительство уже проводило отборы инвесторов для строительства новой генерации в юго-восточной Сибири – право на возведение новых энергоблоков к 2028-29 гг. получили холдинг En+ (690 МВт на Иркутской ТЭЦ-11 в Усолье-Сибирском, работы на объекте начались в феврале текущего года), ПАО «ТГК-14» (155 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2) и «Интер РАО» (460 МВт на Харанорской ГРЭС в Забайкальском крае, строительство началось в октябре 2025 г.). Предельный объем капитальных затрат (CAPEX) угольной паросиловой установки для данных проектов, по расчетам «Совета рынка» (регулятор энергорынков), исходя из нормы доходности в 15% и срока строительства в четыре года, составил 715 млн рублей за 1 МВт с учетом локализации оборудования, без локализации – 572 млн рублей за 1 МВт.

На недавнем конкурентном отборе мощности новой генерации (КОМ НГ) в декабре 2025 г. была отобрана единственная заявка En+ на строительство Забайкальской ТЭС мощностью 1050 МВт в Забайкальском крае (Хилокский или Красночикойский муниципальные округа). Три энергоблока по 350 МВт должны начать поставки мощности с 1 июля, 1 октября и 1 декабря 2031 г. соответственно. В качестве топлива на всех объектах будет использоваться уголь (предположительно, Зашуланского месторождения угля^[4] в Красночикойском муниципальном округе этого же региона). Изначально, по оценке «Совета рынка», предельные капитальные затраты проекта составляли 715 млн рублей за 1 МВт при локализации оборудования, без локализации – 572 млн рублей за 1 МВт. В En+ проект оценивали дороже – в 842 млн рублей за 1 МВт с учетом требований по локализации. В итоге предельный CAPEX был установлен на повышенном уровне. Строительство новой генерации необходимо для покрытия прогнозируемого дефицита мощности в 2,07 ГВт в юго-восточной части Сибири (Бурятия, Забайкальский край) к 2031 г.

Тем временем ПАО «Россети» в ноябре приступило к реконструкции переключательного пункта 220 кВ «Партизанск» в Приморском крае. Стоимость работ оценивается в 4,9 млрд рублей. Проект является частью программы по снижению рисков энергодефицита на юге края. Она также включает строительство подстанции 500 кВ «Варяг» и 500-километрового транзита до Приморской ГРЭС, возведение подстанции 220 кВ «Гродеково» и модернизацию станции «Волна» для выдачи мощности (77 МВт) новой Шкотовской ТЭЦ и модернизируемой Владивостокской ТЭЦ-2. В настоящее время осуществляется модернизация Партизанской ГРЭС (действующая мощность – 199,7 МВт), мощность новых энергоблоков которой должна составить 280 МВт. В ноябре «Россети» установили оборудование для подключения новых линий электропередачи от Владивостокской ТЭЦ-2 на подстанции 220 кВ «Волна».

В конце минувшего года «РусГидро» завершило второй этап модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 (основной источник электро- и теплоснабжения Владивостока). В работу был введен новый энергоблок мощностью 120 МВт и 190 Гкал/ч. Общая установленная мощность станции с началом работы нового генерирующего оборудования возросла с 537 МВт до 559 МВт, тепловая – с 1 тыс. 63 Гкал/ч до 1 тыс. 93 Гкал/ч. Проект модернизации ВТЭЦ-2 включает замену трех турбоагрегатов и установку трех новых котлоагрегатов взамен устаревших шести. В 2024 г. по завершении первого этапа модернизации был введен в эксплуатацию обновленный турбоагрегат №1 мощностью 120 МВт и котлоагрегат мощностью 190 Гкал/ч. В рамках второго этапа модернизации была проведена замена паротурбинной установки №2 на более мощную, вместо двух старых котлоагрегатов смонтирован один новый повышенной паропроизводительности. Завершение модернизации объекта намечено на конец 2027 г. Итоговая электрическая мощность ТЭЦ-2 увеличится до 574 МВт (плюс 77 МВт к мощности до начала модернизации), тепловая – до 1 тыс. 115 Гкал/ч (плюс 64 Гкал/ч).

В январе вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев поручил рассмотреть возможность финансирования модернизации объектов электроэнергетики на Дальнем Востоке за счет дивидендного потока ПАО «РусГидро» с 2026 г. с последующим возмещением компании с 2028 г. данного объема средств через механизм дальневосточной надбавки. Он указал, что на сегодняшний день в силу существующего механизма субсидирования тарифов^[5] долг региональных бюджетов на Дальнем Востоке перед «РусГидро» достиг суммы порядка 40 млрд рублей. Так, в 2025 г. структура «РусГидро», ПАО «Камчатскэнерго», взыскала 1,1 млрд рублей из бюджета Камчатского края – сумму недополученных доходов компании, сложившуюся из межтарифной разницы за отпускаемую тепловую энергию в феврале 2025 г. Краевые власти судебное решение не оспаривали, оно вступило в законную силу. По делу об урегулировании разногласий между АО «Сахаэнерго» («РусГидро») в октябре суд удовлетворил требования энергетиков о внесении в соглашение о предоставлении субсидии на 2025 г. порядка перечисления средств, предполагающего, что 90% субсидии (458 млн рублей) бюджет должен перечислить в 2025 г., оставшуюся сумму – в 2026 г. Ранее перечисление большей части субсидии предполагалось в 2026 г.

Между тем в «Сибирской генерирующей компании» (СГК) в конце минувшего года повысили расчетную стоимость модернизации Приморской ГРЭС^[6] в рамках государственной программы ДПМ-2^[7] – до 108 млрд рублей, что в 1,6 раза больше оценки 2023 г. (65 млрд рублей). В конце 2024 г. в рамках ДПМ-2 на Приморской ГРЭС был введен в строй блок №9 (215 МВт), весной 2025 г. – блок №5 (210 МВт). В настоящее время в работе находятся энергоблоки №3 и №6. Ранее в СГК сообщали о намерении модернизировать шесть из девяти энергоблоков по ДПМ-2 к весне текущего года, но о завершении работ на блоках №3 и №6 пока не сообщалось. Сложность связана также с планируемыми работами по блоку №7 – заменой генератора на 200 МВт и реконструкцией котла в объеме 1,5 тыс. тонн поверхностей нагрева (в целом процесс планируется завершить к концу 2027 г.). Для данного блока рассматриваются варианты поэтапного ремонта. Стоимость работ по блоку №7 оценивается в 14,9 млрд рублей. Модернизация блоков №3 и №6 обходится в 18,6 млрд рублей. По блокам №2 и №4 работы предварительно намечены на 2027 г. На 2026 г. для Приморской ГРЭС заложено увеличение ремонтной программы на 27,5% - до 5,4 млрд рублей.

В группе En+ в феврале приступили к строительству тепловой электростанции мощностью 690 МВт в Усолье-Сибирском Иркутской области (как было указано выше, данный проект был отобран правительством в августе 2024 г. как один из объектов новой генерации в юго-восточной Сибири). Объем инвестиций в проект оценивается не менее чем в 250 млрд рублей. Электростанция будет состоять из трех энергоблоков. Планируется, что они будут вводиться в эксплуатацию последовательно в период с 2028 г. по 2029 г. ТЭС разместится на площади 52 га рядом с действующей ТЭЦ-11.

В ноябре в схему территориального планирования России в области энергетики решением правительства были включены проекты строительства и реконструкции электроподстанций и размещение дополнительных линий электропередачи в Амурской и Иркутской областях, Приморском и Забайкальском краях, Якутии.

В Иркутской области схема включает реконструкцию Ново-Зиминской ТЭЦ (Зиминский район), в Амурской области – строительство ПС 220 кВ «Прииск» в селе Соловьёвск (Тындинский муниципальный округ), ВЛ 220 кВ «Сковородино – Прииск» (Тындинский и Сковородинский муниципальные округа), строительство ВЛ 220 кВ «Рудная – Огоджинская» (Селемджинский район), в Приморском крае – реконструкцию ВЛ 220 кВ «Зелёный угол – Суходол» со строительством заходов на Шкотовскую ТЭЦ в селе Олений (Артёмовский городской округ), в Якутии – строительство заходов на ПС 220 кВ «Бекетов» с образованием ВЛ 220 кВ «Районная – Бекетов» и ВЛ 220 кВ «Городская – Бекетов» (Ленский район), в Забайкальском крае – выдачу электрической мощности Ононской СЭС через ВЛ 220 кВ «Харанорская ГРЭС – Шерловогорская» (Ононский муниципальный округ).

Прорабатываются меры поддержки строительства гидроэлектростанций, в том числе с помощью возобновления действия договоров на поставку мощности (ДПМ) для ГЭС. Данный механизм предполагает возврат инвестиций за счет повышенных платежей на оптовом рынке. Соответствующие положения содержатся в законопроекте «О содействии инфраструктурному развитию и повышению эффективности управления в сфере электроэнергетики» (разработан Минэнерго)^[8]. Он предполагает, что правила оптового рынка могут предусматривать формирование перечня ГЭС и ГАЭС, действующих на основе ДПМ. Ранее срок окупаемости инвестиций по ДПМ для ГЭС составлял 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность – 10,5% годовых (14% для ТЭС). Законопроект предусматривает наделение правительства полномочиями по утверждению порядка возврата инвестиций при строительстве ГЭС.

Так, предполагается возврат инвестиций в рамках платы за мощность, при этом, с учетом более существенных объемов работ и сроков строительства ГЭС, генерацию предполагается отбирать по результатам обоснования инвестиций. Законопроект Минэнерго также предполагает создание публично-правовой компании (ППК) «Росэнергопроект». В его задачи должны войти разработка типовых проектных решений, формирование отраслевого заказа на энергетическое оборудование, оптимизация ценообразования на всех этапах жизненного цикла объектов, управление стоимостью электроэнергии и мощности, утверждение предельных цен на оборудование, строительное оборудование и ресурсы. Также «Росэнергопроект» станет ответственным за подготовку земельных участков для необходимых гидроэлектроэнергетике водохранилищ и их строительство. Согласно законопроекту, правительству предстоит определить государственного оператора финансовой поддержки в сфере электроэнергетики. Его функции должны включать использование казначейских инфраструктурных кредитов, проектное банковское кредитование, привлечение внебюджетного финансирования для строительства, модернизации и реконструкции объектов электроэнергетики.

В «РусГидро» возвращение механизма ДПМ для строительства ГЭС поддерживают. Среди первоочередных объектов для строительства в компании рассматривают противопаводковую Нижне-Зейскую ГЭС в Амурской области (ее проектирование уже ведется институтом «Ленгидропроект» с 2023 г.). Группа En+ намерена построить в Иркутской области Тельмамскую ГЭС (Бодайбинский район). Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, Нижне-Зейская ГЭС должна начать работу с 2032 г., Тельмамская ГЭС – в 2031 г.

Экспорт

Что касается экспорта электроэнергии с Дальнего Востока в Китай, то он был полностью прекращен с 1 января текущего года. Причиной отказа КНР даже от минимальных контрактных объемов (около 12 МВт) стали высокие экспортные цены, которые в 2026 г. впервые превысили внутренние китайские. Российско-китайский контракт на поставку электроэнергии формально действует до 2037 г.

Напомним, что «Интер РАО» (оператор экспорта и импорта электроэнергии) экспортировало в Китай излишки электроэнергии с Дальнего Востока (главным образом, выработка ГЭС «РусГидро»). Контракт на поставку был заключен с китайской Государственной электросетевой корпорацией в 2012 г. Предполагалось, что за весь период до 2037 г. в Китай будет поставлено около 100 млрд кВт*ч (около 4 млрд кВт*ч в год). В целом с 2012 г. экспорт в Китай составил порядка 40 млрд кВт*ч. В 2012-20 гг. объем экспорта электроэнергии из РФ в КНР оставался в среднем на уровне 3 млрд кВт*ч в год. В 2021 г. поставки резко выросли на 30%, до 3,97 млрд кВт*ч, в связи с намерением Китая закрыть энергодефицит в северо-восточных регионах (где существуют ограничения для поставок угля на местные ТЭС). Поставки достигли пика в 4,7 млрд кВт*ч в 2022 г., но уже с августа 2023 г. экспорт снижался, а в 2025 г. оказался минимальным.

Установленная контрактом формула цены не раскрывалась, но она может быть привязана к одноставочной цене (мощность плюс электроэнергия), складывающейся на Дальнем Востоке, а также учитывать тариф магистральных сетей на транспортировку электроэнергии до трансграничной ЛЭП «Амурская – Хэйхэ» и маржу «Интер РАО». Китайские импортеры продают электроэнергию своим потребителям уже по розничной цене.

В «Интер РАО» отрицают планы возможного расторжения экспортного контракта по инициативе российской стороны. В Минэнерго отмечают, что экспорт может быть возобновлен при получении соответствующего запроса от КНР. При этом мощности китайской энергосистемы значительно превосходят мощности ОЭС Востока, позволяя КНР замещать дальневосточный импорт.

Создание новой генерации

Продолжается создание объектов энергетической инфраструктуры на объектах горнодобывающей отрасли, а также на других крупных промышленных объектах ДФО. ПАО «Россети» в декабре возвело ЛЭП и расширило подстанцию для подключения к энергоснабжению Култуминского ГОКа в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ). Строительство ГОКа ведет ООО «Култуминское» (группа «Ареал»). Потребитель должен получить 49 МВт мощности. Протяженность двухцепной линии электропередачи 220 кВ составляет 115 км. Также в декабре в Хабаровском крае была запущена подстанция 220 кВ «Полиметалл» для золоторудного месторождения Албазино (ООО «Ресурсы Албазино»), а дальневосточное управление Ростехнадзора выдало разрешение на допуск в эксплуатацию энергетического комплекса на месторождении Талгий того же недропользователя в Хабаровском крае (район им. Полины Осипенко).       

ПАО «Россети Сибирь» в конце января поставило под напряжение новую воздушную линию электропередачи 110 кВ для энергоснабжения комбината на Зашуланском каменноугольном месторождении (оператор – ООО «Разрезуголь»^[9]) в Красночикойском муниципальном округе Забайкальского края. Потребитель будет обеспечен 12 МВт мощности.

В феврале АО «СО ЕЭС» подключило к сетям подстанцию 220 кВ «Витим» с линиями электропередачи 220 кВ «Сухой Лог – Витим №1 и №2» для энергоснабжения объектов на золоторудном месторождении Сухой Лог в Иркутской области (ООО «Полюс Сухой Лог», ПАО «Полюс»). Максимальная потребляемая мощность энергопринимающих устройств на данном этапе составила 15 МВт. В перспективе ожидается рост потребления до 229 МВт, но подключение такого объема нагрузки станет возможным после завершения строительства Новоленской ТЭС в Якутии («Интер РАО», установленная мощность – 550 МВт). Ее ввод намечен на лето 2028 г. АО «Мамаканская ГЭС» (ПАО «Полюс») в конце февраля поставило под нагрузку новый гидроагрегат №2, что стало первым этапом модернизации ГЭС, также направленной на обеспечение энергией Сухого Лога. Планируется замена всех четырех гидроагрегатов, мощность каждого составит 28 МВт против 21,5 МВт ранее, а мощность станции вырастет таким образом с 86 до 112 МВт. Капитальные работы рассчитаны на пять лет (до 2030 г.).

Между тем ООО «Белое золото» (холдинг «Селигдар») рассчитывает до конца 2029 г. ввести на золоторудном месторождении Кючус в Якутии ТЭЦ на 35 МВт. Тепловая мощность объекта в отопительный период должна составить 30 Гкал/ч, в неотопительный – 4,5 Гкал/ч. В качестве основного топлива для станции рассматривается уголь Куларского месторождения^[10] (Усть-Янский район). Напомним, что на Кючусе «Росатомом» запланировано строительство малой АЭС мощностью 110 МВт, ввод которой намечен на 2030 г. (ранее планировалось – в 2028 г. и мощностью 50 МВт). Тем самым ТЭЦ появится на объекте раньше, чем АЭС, что ускорит работу месторождения.

«Россети» в декабре 2025 г. в рамках второго этапа энергоснабжения космодрома «Восточный» в Амурской области подключили объекты к наиболее крупной на Дальнем Востоке подстанции 500 кВ «Амурская»^[11]. На подстанции смонтирована новая ячейка на открытом распределительном устройстве 220 кВ. От нее построена линия электропередачи протяженностью более 58 км до главной понизительной подстанции (ГПП) космического комплекса. Космодром таким образом получит 49 МВт. В настоящее время объекты космической инфраструктуры «Восточного» запитаны от двух независимых источников^[12].

Кроме того, к концу февраля «Россети» смонтировали на подстанции 500 кВ «Амурская» распределительное устройство 110 кВ, что позволяет увеличить на 37 МВт мощность, выдаваемую для города Свободный и Свободненского района. Стоимость работ составила 522 млн рублей.

Возобновляемые источники энергии и малая генерация

В сфере развития возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) ряд ветряных и солнечных электростанций включены в схему территориального планирования в сфере энергетики. В январе в схему добавлены строительство солнечных электростанций в Еврейской АО (Дежневская СЭС, Семёновская СЭС в Камышовском сельском поселении Смидовичского района), строительство ветроэлектростанций в Амурской области (Успеновская ВЭС (первая и вторая очереди) в селах Успеновка, Иннокентьевка, Албазинка, Белый Яр Завитинского муниципального округа). Минэнерго ожидает проведения в текущем году конкурсного отбора проектов ВИЭ на Дальнем Востоке мощностью около 1,6 ГВт. Напомним, что в 2025 г. на Дальнем Востоке был проведен дополнительный отбор ВИЭ-генерации на 1,6 ГВт с вводом в 2026-28 гг.

Тем временем в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ) ООО ГРК «Быстринское»^[13] в октябре 2025 г. запустило на территории вахтового поселка Быстринского ГОКа солнечную электростанцию мощностью 571 кВт. На участке площадью порядка 1 га смонтировано более 1000 солнечных модулей единичной мощностью 565 Вт каждый. Расчетная выработка составит около 1 млн кВт*ч за первый год.

В Якутии на 2026 г. запланирован ввод четырех объектов локальной энергетики на основе возобновляемых источников. Основным проектом является ввод второй очереди автоматизированного гибридного энергокомплекса в поселке Сангар Кобяйского района (ПАО «Якутскэнерго», «РусГидро»). Проект предусматривает строительство солнечной электростанции мощностью 1 МВт, которая должна дополнить уже введенную в составе первой очереди дизельную электростанцию мощностью 5,65 МВт. Также автоматизированные гибридные энергокомплексы предполагается запустить в поселке Усть-Куйга Усть-Янского района, селе Синск Хангаласского района и селе Куйдусун Оймяконского района.

В феврале вице-премьер А.Новак поручил проработать вопрос строительства на Дальнем Востоке систем накопления электроэнергии^[14] (СНЭ) в связке с объектами возобновляемой энергетики. Правительство прорабатывает возможность строительства 370 МВт СНЭ в Приморском крае. Пока не решен вопрос о том, будет ли проведен конкурс на строительство СНЭ с заключением обязательного инвестиционного контракта, либо ПАО «Россети» будут назначены ответственными за проект без конкурса.

Со своей стороны, группа «РусГидро», «Зарубежнефть» и правительство Камчатского края в октябре минувшего года подписали соглашение о сотрудничестве по развитию геотермальной энергетики, связанное со строительством второй очереди Мутновской геотермальной станции^[15] (Елизовский район). Установленная мощность ГеоЭС-2 должна составить 66,5 МВт (два блока по 25 МВт плюс бинарный энергоблок на 16,5 МВт), выработка – около 531,5 млн кВт*ч в год.

Геологоразведкой и подготовкой проектной документации для строительства станции займется специально созданная «Камчатскэнерго» («РусГидро») и «Зарубежнефтью» в Петропавловске-Камчатском компания «Геотермальная энергетика». Проект получил название «Скалистая ГеоЭС». Срок окончания работ по проектированию намечен на сентябрь 2026 г. При этом в «РусГидро» заявляли о намерении сотрудничать с китайскими партнерами (неназванными) по данному проекту. В конце прошлого года губернатор Камчатского края В.Солодов отмечал, что строительство нового объекта начнется не раньше 2030 г. Напомним, что Мутновская ГеоЭС-1 (50 МВт) начала работать в 2002 г., наряду с Верхне-Мутновской ГеоЭС (12 МВт) и Паужетской ГеоЭС (12 МВт) она поставляет до 30% электроэнергии потребителям центрального энергоузла Камчатки.

Наконец, на острове Шикотан Сахалинской области в декабре был проведен первый пуск газа на строящейся двухтопливной Малокурильской газодизельной электростанции (с малотоннажного производства «Газпром гелий сервис» в Приморском крае). Общая мощность объекта составит 5,3 МВт. Генерирующий объект будет на 70% работать на природном газе, на 30% - на дизельном топливе. Работы проводит АО «Россети Мобильные ГТЭС» совместно с ПАО «Газпром». На первом этапе предстоит опробовать газодизельный генератор мощностью 1,1 МВт. В текущем году станция должна быть полностью введена в эксплуатацию.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

[1] Агрегаторы нагрузки – это организации, выполняющие функции по управлению изменением нагрузки группы потребителей в целях продажи совокупности регулировочных способностей этих потребителей как единого объекта в качестве товара или услуги на оптовом рынке электроэнергии. Агрегаторы нагрузки могут быть независимыми компаниями или поставщиками электроэнергии (сбытовыми компаниями).

[2] Основной сектор оптового рынка электроэнергии, где за день до фактической поставки проводятся конкурентные аукционы по купле-продаже электроэнергии на каждый час следующих суток. Цена формируется на основе спроса и предложения.

[3] Крупнейшие потребители электроэнергии в ДФО – транспортная и добывающая отрасли (19% и 16% соответственно), а также население (17%). По оценкам Минэнерго, дефицит мощности к 2030 г. в равной степени затронет ОЭС Востока (Якутия, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская АО и Приморский край), Юго-восток ОЭС Сибири (Забайкальский край и Бурятия) и технологически изолированные территориальные энергетические системы (Сахалинская область, Камчатский край, Магаданская область и Чукотский АО).

[4] Оператор – ООО «Разрезуголь» (совместное предприятие En+ и China Energy).

[5] Подразумевает выплату из региональных бюджетов компенсации энергетикам за экономические потери от льготного тарифа для населения (компенсация межтарифной разницы между реальной стоимостью тепловой и электроэнергии и ее ценой для потребителей).

[6] Всего у станции девять энергоблоков, ее установленная тепловая мощность - 237 Гкал/ч, электрическая - 1467 МВт. ГРЭС обеспечивает около 50% потребностей Приморского края в электроэнергии.

[7] Государственная программа ДПМ-2 (программа договоров о предоставлении мощности) утверждена в 2019 г. и призвана финансировать модернизацию российских предприятий за счет оплаты их мощностей промышленными потребителями.

[8] Законопроект разработан Минэнерго РФ, в январе размещен на федеральном портале проектов нормативных правовых актов для общественного обсуждения.

[9] СП En+ и China Energy.

[10] ООО «Куларуголь», собственником которого с октября 2024 г. является закрытый паевой инвестиционный фонд (ЗПИФ) «Инфраструктурный», находящийся под управлением АО УК «РФЦ-Капитал», связанного с акционерами группы «Селигдар».

[11] Подстанция является частью энергомоста, который связывает Амурскую область с соседними регионами и с Китаем, участвует в выдаче мощности Бурейской и Зейской ГЭС, питает подстанции Транссибирской магистрали, экспортные трубопроводы «Восточная Сибирь – Тихий океан» и «Сила Сибири».

[12] В 2014 г. была обеспечена связь космодрома с Единой национальной электрической сетью за счет выдачи до 121 МВт мощности космодрому от подстанции 220 кВ «Ледяная».

[13] 50,01% акций ООО ГРК «Быстринское» через АО «ХК Быстра» принадлежит ПАО «Норильский никель».

[14] Электроустановка, подключенная к электрической сети, включающая как минимум один накопитель электрической энергии, которая извлекает, хранит и отдает обратно в сеть электрическую энергию. Используется как источник бесперебойного питания.

[15] Станция эксплуатируется ПАО «Камчатскэнерго» (группа «РусГидро»).

Ни убавить, ни прибавить

Механизм дальневосточной надбавки запущен в 2017 году, напомнил зампред правления ассоциации «НП Совет рынка» Сергей Лебедев. За это время он претерпел определенную эволюцию. В 2020-м надбавку продлили, но с условием поэтапного исключения из субсидируемых категорий отдельных представителей рынка, в том числе предприятий ЖКХ и горнодобывающей промышленности.

Объем субсидий с 2017 по 2026 год оценивается в 326 млрд руб. Это значительные средства, отметил эксперт, которые помогли установить достаточно привлекательный инвестиционный климат на Дальнем Востоке. Данный тезис разделяют в правительстве Магаданской области. Внедрение этого механизма положительно повлияло на инвестактивность в регионе, позволило вдвое увеличить потребление электроэнергии в централизованной зоне, где основную выработку обеспечивают гидроэлектростанции (Колымская, Усть-Среднеканская), снизить экономически обоснованный тариф. Правда, с 2022 года крупные промышленные предприятия перестали быть получателями дальневосточной надбавки.

«У этого механизма есть недостаток, он работает только в моменте, когда тарифы снижаются. Если прекратить их снижать, то соответственно все эффекты исчезают. В связи с этим разумное решение, если механизм продляется, – половину [суммы] направлять на инвестиции. Здесь две возможности: первая – субсидировать строительство станций целиком, для чего можно привлекать госкомпании, особенно для тех мест, куда частный инвестор не придет. И можно внедрять конкурентные механизмы, когда инвестор сначала строит сам, затем ему возвращается часть средств с соответствующим пересчетом доходности», – рассуждает Сергей Лебедев.

Однако предложенная концепция, когда половина средств идет на субсидии, а половина –в обновление генерации, вызвала дискуссии. По словам сенатора от Магаданской области Николая Ежова, изъятие 50% дотаций сделает тарифы неподъемными для ряда энергопотребителей в локальных зонах. «90% дальневосточной надбавки для Магаданской области на текущий момент приходится на зону децентрализованного энергоснабжения, куда завоз топлива осуществляется в период летней навигации морским путем. И, следовательно, при направлении только 50% надбавки тарифы на электрическую энергию в локальных зонах энергоснабжения станут, на наш взгляд, неприемлемыми для малого и среднего предпринимательства», – подчеркнул Николай Ежов.

В регионах предлагают установить перечень льготных категорий потребителей. В первую очередь речь идет о бюджетных организациях, ЖКХ, малом бизнесе. Вопрос адресности поддержки – крайне актуальный, соглашается замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Ольга Арутюнова. Он будет обсуждаться с Минвостокразвития при участии территорий.

«Кого мы хотим и готовы поддерживать, регионы уже могут понимать: сколько у них была надбавка в 2025 году, брать от нее половину и оценивать, что вот эту сумму, они смогут потратить, чтобы снизить потребителям цены», – пояснила представитель Министерства энергетики. 

Задел на будущее

В текущем виде дальневосточная надбавка уже не способна сдерживать рост экономически обоснованных энерготарифов Дальнего Востока, так как значительная часть инфраструктуры ТИТЭС устарела и функционирует неэффективно. «В некоторых поселках Якутии цены доходят почти до 100 руб. [за кВт час]. Это, конечно, неприемлемо. Народу там мало, и нужно как-то поддерживать объекты генерации в жизнеспособном состоянии», – говорит Ольга Арутюнова.

Средства, которые пойдут в инфраструктуру в рамках дальневосточной надбавки до 2035 года, должны сформировать задел для будущей эффективности энергетики, считает Сергей Лебедев. В Якутии в экономически обоснованном тарифе до 90% занимает топливная составляющая, уточнил он. Соответственно важно инвестировать в современное оборудование с меньшим расходом удельного топлива, в создание комбинированных станций с ВИЭ-технологиями. Отчасти эта работа проводится в той же Якутии: в 2021-2025 годах на основании энергосервисных договоров введены 14 автоматизированных гибридных энергокомплексов – дизельных электростанций с применением солнечной генерации суммарной мощностью 13,7 МВт. Вместе с тем республиканские власти предлагают совместно с федеральными министерствами изучить пилотные проекты когенерации, которые позволят снизить потребление дорогостоящего дизтоплива и заменить его на пеллеты и местный уголь.

В Минэнерго разработана программа по развитию локальной генерации. Она предусматривает 270 объектов, причем на первом этапе планируется затронуть 90 станций, в основном в Якутии и Камчатке, сообщили в ведомстве. В Камчатском крае обостряется ситуация с сырьевой базой. Часть энергетики полуострова питалась от местных запасов природного газа. Между тем поставки голубого топлива сокращаются, и региону приходится все больше завозить морем мазут и дизтопливо, а это влияет на валовую выручку энергокомпании, рассказала руководитель региональной службы по тарифам и ценам Марина Лопатникова.

«У нас ежегодная потребность составляет порядка 420 млн куб. м газа, но фактическая поставка на 2026 год «Газпромом» ожидается в объеме 65 млн. То есть нам нужно будет завести дополнительно 179 тыс. т мазута, а это примерно 7,5 млрд руб. Это будет частично переложено на потребителя. Хотя [затраты] субсидируются за счет надбавки, тем не менее нагрузка значительная», – проинформировала она. 

Цена завоза

Оптимизировать издержки при доставке топлива на Дальний Восток – задача нетривиальная. Вопрос, в частности, предполагается отработать по линии северного завоза. «От 60% в стоимости топлива – это логистика. Сейчас работаем с крупными компаниями, у нас есть пример «Колмара», который по Республике Саха (Якутия) считает нам сейчас логистику и возможность модернизации угольных котельных для заключения долгосрочного контракта», – рассказал директор департамента развития Арктической зоны РФ и реализации инфраструктурных проектов Минвостокразвития Илья Чернов.

Между тем проблема топливных поставок затрагивает не только ТИТЭС, но и объединенные энергосистемы. На юге Якутии работает ГРЭС, которая расположена вблизи угольного разреза, но уголь покупается из Кузбасса. «Стоимость доставки огромная. Может быть, не так дорог уголь, как дорога сама доставка», – подчеркнула Ольга Арутюнова.

Для некоторых регионов приобретение дальнепривозного угля – мера вынужденная. Амурская область, в частности, испытывает сложности с обеспечением угольной продукцией Благовещенской ТЭЦ и котельных Приамурья. Топливо для энергетиков добывается на Райчихинском месторождении, запасы которого истощены, а возможности другого местного разреза, Ерковецкого, сегодня ограничены. Часть угля приходится завозить из Красноярского края. Кроме усложнения логистики, это несет еще одну проблему: использование угля непроектных марок приводит к преждевременному износу энергетического оборудования, повышает риски аварийности.

В последние годы энергетикам достаточно сложно было предугадать свои топливные затраты, что сказывалось на доходности. На Дальнем Востоке в основном используется уголь, цены на который не регулируются государством, обращает внимание начальник управления развития конкурентного ценообразования ассоциации «НП Совет рынка» Алексей Губер.

Действительно, продолжает Ольга Арутюнова, еще несколько лет назад наблюдалась ситуация, когда энерготарифы для Дальнего Востока были установлены на сравнительно низком уровне, при этом увеличивалась стоимость угольной продукции, формирующаяся на рыночных принципах. «Цены росли в 2023-2024 годах, из-за чего накапливались выпадающие доходы в первую очередь у «РусГидро» – самого крупного владельца генерации на Дальнем Востоке. Приходилось каким-то образом их закрывать: брали кредиты, кредиты были дорогие», – констатировала чиновник.

В этой связи напрашивается идея целесообразности государственного реагирования. По мнению директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерия Дзюбенко, уголь ничем не отличается от любых других видов отправки массовой продукции на экспорт, будь то, к примеру, минеральные удобрения или зерно, на вывоз которых правительством предусмотрены квоты с целью стабилизации цен на внутреннем рынке. Если ввести механизм квотирования в отношении поставок энергетического угля, выставив определенные условия ценообразования для внутреннего энергорынка, это, как представляется, может повлиять в положительную сторону, считает эксперт.

Вместе с тем жесткий подход – не лучшее решение, убеждена Ольга Арутюнова, поскольку угольная отрасль сейчас находится в тяжелом экономическом положении. И на стоимость логистики влияют определенные факторы. В частности, важно учитывать планы по развитию железнодорожной инфраструктуры Восточного полигона, что так или иначе будет отражаться в тарифах.

«РЖД говорят нам, что нужно расширять пропускную способность. Это тоже капитальные затраты. И транспорт, и добыча – это все ложится на плечи энергетиков и отражается в цене на электроэнергию», – говорит представитель Минэнерго.

И все же, резюмирует она, необходимо на всех этапах изучить возможности оптимизации, которая должна повлиять на стоимость вырабатываемой энергии.

Первый греет и качает

В котельной ТЭЦ-4 расслышать собеседника непросто: оборудование под нагрузкой шумит изрядно. Однако директору дальневосточного филиала АО УК «Гидро ОГК» Евгению Кухтину не впервой перекрывать голосом производственные децибелы. Их источник на этот раз — насосы, качающие воду, и котёл № 1.

— Сейчас пусконаладка завершена, и проводится режимная наладка котла. То есть он работает на всех возможных режимах — от минимально допустимого до максимально допустимого. При этом он уже подаёт тепло хабаровчанам: вода поступает в котёл, нагревается там и поступает непосредственно в теплосеть города Хабаровска, — громко рассказывает Евгений Кухтин.

Зал котельной ТЭЦ-4. Фото: EastRussia

В пике первый котёл потребляет 25 тыс. кубометров газа и способен выдавать 180 гигакалорий/час. Всего в котельной их будет шесть, а значит, их суммарная выработка может достигать 1080 Гкал/час. Производительность старенькой ТЭЦ-1 — 400–450 гигакалорий/час. Это значит, что новая станция перекроет предшественницу по результативности генерации тепла более чем в два раза и делать это будет экологичнее. Часть оборудования ТЭЦ-1 хотя и переведена на газ, но уголь всё ещё числится в её «меню». 

 Запас угля и трубы ТЭЦ-1. Фото: EastRussia

Откуда и почём дровишки кубометры?

В проектном режиме для Хабаровской ТЭЦ-4 заложено потребление порядка 234 тыс. м³ газа в час, что составляет около 2 млрд м³ в год. Поставка таких объёмов должна начаться к концу 2026 года. Источником станут сахалинские месторождения.

Сейчас же, по словам министра энергетики Хабаровского края, ведомство совместно с «Газпромом» синхронизирует усилия по созданию необходимой газотранспортной инфраструктуры: строительству ГРС «Горький», которая возводится специально для газоснабжения Хабаровской ТЭЦ-4, а также реконструкции ГРС «Ильинка», которая будет частично обеспечивать газоснабжение станции. По словам министра, сроки работ выдерживаются в соответствии с планом.

В «обмен» на потребляемый объём газа ТЭЦ-4 будет выдавать 410 МВт электрической энергии и 1389 Гкал/ч тепловой.

Удалось договориться и насчёт цены голубого топлива. До недавнего времени Хабаровский край был единственным субъектом РФ, для которого цена газа рассчитывалась по формульному принципу — в зависимости от котировок нефти на Токийской бирже, а также от курса доллара. Соглашение о поставках энергоносителя сроком на 20 лет было подписано в 2005 году с оператором международного проекта «Сахалин-1» — компанией Exxon Neftegas (дочерней структурой американской ExxonMobil).

Когда контракт заключался, условия казались выгодными: доллар стоил 28 рублей. Впоследствии снижение курса рубля приводило к дополнительной нагрузке на региональный бюджет и поиску необходимых субсидий. Теперь, как уверяют власти, всё будет «как у всех».

— Ценообразование будет общероссийским, — рассказал Герман Тютюков в ответ на вопрос корреспондента EastRussia. — Решением правительства Российской Федерации и правительства Хабаровского края мы уже ушли от зависимости от договора с консорциумом Exxon, и с осени прошлого года регулируем цену газа самостоятельно, отталкиваясь от договорённостей с поставщиками, как и другие субъекты Российской Федерации.

На «всякий пожарный случай» для ТЭЦ-4 будет сформирован аварийный запас дизельного топлива, хотя, как уверяет министр, система газоснабжения задублирована таким образом, чтобы максимально избежать возможных катаклизмов. 

Когда ждать мегаватты?

Выработка электроэнергии начнётся после монтажа и пусконаладки газовых и паровых турбин. Газовые турбины должны уже в марте отправиться железной дорогой от завода-изготовителя «Силовые машины» в Санкт-Петербурге. Фундаменты в главном здании станции для них уже готовы, завершается возведение так называемых котлов-утилизаторов — устройств, которые преобразуют потери тепла газовой турбины в полезную тепловую и/или электрическую энергию.

Завершается возведение так называемых котлов-утилизаторов — устройств, которые преобразуют потери тепла газовой турбины в полезную тепловую и/или электрическую энергию. Фото: EastRussia

Схема работы выглядит следующим образом: сначала газовая турбина вырабатывает электроэнергию. Побочным продуктом этого процесса становятся выхлопные газы с температурой около 450–600 °C. Котёл-утилизатор отбирает тепло этих газов, генерирует пар и подаёт его на паровую турбину. Она, в свою очередь, использует пар для дополнительной выработки электроэнергии. Такая схема позволяет добиться большей эффективности по сравнению с использованием только газовой турбины.

Дата ввода станции в эксплуатацию уже определена — не позже 1 июля 2027 года. Однако, как уточнил Герман Тютюков, планы более амбициозные:

— Мы стараемся завершить строительство и приступить к наладочным работам под нагрузкой уже до конца 2026 года, — рассказал он EastRussia.

— Андрей Анатольевич, на каком сейчас этапе модернизация Приморской ГРЭС? Что сделано? Что предстоит?

— Мы находимся на середине пути модернизации. Осталось ещё два года. Провести модернизацию всех девяти блоков за четыре года, как планировалось, по меркам энергетики – это очень быстро, просто стремительно!

Сейчас мы в высокой степени готовности по третьему энергоблоку – находимся на стадии пусковых операций и дальнейшему включению в сеть. Ещё будут сопутствующие мероприятия, связанные с аттестацией мощности, но это позже.

Что касается масштаба проделанной работы, то на блоке №3 поменяны 100% поверхностей нагрева, а это суммарно 1200 тонн. Провели модернизацию турбины, замену генератора. Третий блок после модернизации будет соответствовать всем требованиям нового блока. Уникальность его ещё и в том, что он с теплофикационным отбором – обеспечивает теплом и ГВС всех жителей Лучегорска. На станции два таких блока – третий и четвертый. Четвертый у нас в работе сейчас и позволяет покрывать пики в морозы до —30 градусов.

Андрей Алексеенко, директор Приморской ГРЭС (АО «Кузбассэнерго»). Фото: пресс-служба Приморской ГРЭС

С энергоблоком №6 всё сложнее: хотя объём работ на нём не такой большой, если сравнивать с третьим блоком, но там сложные работы, связанные с модернизацией турбины. Тем не менее, к середине января планируем полностью завершить весь комплекс работ на этом блоке.

После включения в сеть третьего и шестого энергоблоков после модернизации, в энергосистему добавится 300 мВт, как раз в пиковые нагрузки.

— Модернизация обусловлена чем – повышением надежности оборудования или увеличением мощности? Или и то, и другое?

— Конечно же, повышением надёжности, а соответственно, снятием ограничений. Установленная мощность Приморской ГРЭС – 1467 мВт, и к началу модернизации ни один из блоков не нёс свою номинальную нагрузку. Такие ограничения простыми работами устранить было невозможно. Поэтому модернизация – это повышение, в первую очередь, надёжности работы станции, повышение доступности её мощности.

У нас сейчас в работе 6 энергоблоков, нагрузка 820 мВт, то есть 60% мощности. Модернизация уже дает свои плоды. Особенно это видно по блокам 200 мВт: все три, что у нас в работе, несут номинальную нагрузку.

Андрей Алексеенко: «Модернизация – это повышение надёжности работы станции, повышение доступности её мощности». Фото: пресс-служба Приморской ГРЭС

Модернизация, конечно, очень громко звучит, но надо понимать, что в тени модернизации мы проводим очень много плановых ремонтных работ, которые позволяют повысить надёжность работы оборудования. Модернизация – это, как говорится, «надежность в долгую», а ремонт – это «надежность в моменте».

Продукт, который мы вырабатываем – электроэнергия – на склад не положишь, он ценен в моменте. Поэтому модернизация – да, в долгую, ведь при модернизации блок выводится из жизни станции на долгое время. У нас почти год в реконструкции было два энергоблока, сейчас мы их запускаем. Идёт тяжело, есть сложности, потому что оборудование старое и в идеале его бы поменять целиком, но в итоге мы выбираем самые слабые места.

Но планы у нас амбициозные: провести модернизацию всех девяти блоков. Мы начали в 2022 году, за три года провели модернизацию энергоблоков № 1, 5, 8, 9, на финише блоки №3 и №6. Четыре года – шесть блоков. Хотя изначально цели ставились закончить модернизацию в сжатые сроки, но так как работы выполнялись в приоритетном порядке, то при их выполнении возникали сопутствующие работы. Нам пришлось увеличить и ресурс, и финансы, и сроки, и персонал.

— На Дальнем Востоке дефицит энергии…

— Здесь не столько дефицит, сколько проблема в части доступности мощности. Ведь что такое Дальний Восток? Это профицитный север – Хабаровский край, и мощный дефицитный юг – Приморье. На севере есть две крупные ГЭС – Зейская и Бурейская, Нерюнгринская ГРЭС, плюс Хабаровские станции, Комсомольская ТЭЦ – там концентрация энергогенерации. Мы же как энергетический хаб, стоим на перетоках: линия ВЛ—500 кВ Приморская ГРЭС – Варяг, которая соединит север с югом Приморского края, позволит увеличить доступность мощности в части её выдачи. И это делалось, в том числе, под ту модернизацию, которую проводим мы.

Приморская ГРЭС — энергетический хаб на перетоках: линии ВЛ—500 кВ Приморская ГРЭС – Варяг, которая соединит север с югом Приморского края, позволяющий увеличить доступность мощности в части её выдачи. Фото: пресс-служба Приморской ГРЭС

— Вы сказали, что модернизация идет быстро. За счет чего удалось этого добиться: есть деньги, оборудование, политическая воля или все сразу?

— У нас было закуплено необходимое оборудование – сразу был приобретён полный комплект турбинного и котельного оборудования, два генератора, роторы турбин. И за счёт того, что у нас всё было уже на ремонтной площадке, тот временной лаг, который обычно уходит на сроки поставок, мы его купировали. По закупкам наши менеджеры отработали очень оперативно и системно.

Набив шишки на ранее модернизированных блоках, особенно в части персонала, мы третий и шестой блоки в общей временной сложности даже раньше закончим. Да, есть кадровая проблема: если в 2020 году мы собирали персонал на Дальнем Востоке – тогда было 560 человек, то сейчас мы собираем не только по России, но и в странах ближнего зарубежья. И это уже другие цифры – на площадке у нас сейчас работает около двух тысяч человек.

Андрей Алексеенко: «На площадке у нас сейчас работает около двух тысяч человек». Фото: пресс-служба Приморской ГРЭС

Тут надо понимать, что у СГК (Приморская ГРЭС входит в структуру Сибирской генерирующей компании — примечание EastRussia) 26 станций, и мы не единственные, где проходит модернизация, соответственно, часть ресурсов ограничена. В контуре компании много объектов, которые находятся в высокой степени готовности, поэтому некоторые ресурсы приходится перераспределять.

— Вы говорили, что при проведении таких масштабных работ нельзя физически все просчитать. С какими вызовами пришлось столкнуться?

— Раньше, особенно в советские времена, была очень сильная проектная школа, были наработки. Сейчас по тем проектам, по которым проходит модернизация Приморской ГРЭС, есть много вопросов и их приходится решать на месте. Как правило, они выходят на поверхность в самых уязвимых местах, на самом острие, мы их называем «серая зона» — с такими вопросами, вязкими и колкими, приходится разбираться здесь и сейчас. Это очень сильно сдерживает основной процесс и отвлекает ресурс.

Часто появляется много сопутствующих работ: к примеру, разбирая цилиндр низкого давления, понимаем, что в этом месте необходимо что—то поменять, или там требуется ремонт, а чаще замена. В итоге параллельно занимаемся сопутствующим ремонтом, помимо модернизации.

— Потребитель как ощутит или уже ощутил модернизацию?

— Модернизацию станции ощутили уже летом прошлого 2024 года, когда был блэкаут в Приморье. Везде звучало, что на Приморской ГРЭС вышел из строя выключатель на линии 500 кВ. Мы «сели на ноль» с потерей собственной мощности – чтобы было понятно, это как на Северном полюсе на снегоходе заглох двигатель, а вокруг никого нет. Но мы тогда из 700 мВт потеряли всего 300. Из—за того, что Приморская ГРЭС удержала систему, в дальнейшем это позволило подняться остальным станциям в минимальные временные сроки.

Наша модернизируемая мощность в виде четырёх энергоблоков позволяет этим составом оборудования выдавать мощность больше, чем было до модернизации – Приморье это очень хорошо ощущает.

Когда в начале 2025 года мы включили после модернизации блоки №5 и №9, то почти два месяца работали всем составом оборудования и несли нагрузку 1200 мВт. В январе станция достигла исторического максимума по выработке мощности и побила свой рекорд 2009 года. Это, в свою очередь, позволило накопить в водохранилищах ГЭС по метру воды – это колоссальный объём.

— На следующий год какие планы в части модернизации?

— Продолжать. У нас осталось два года. В следующем 2026 году в модернизацию будет выведен седьмой блок. Там будет замена поверхностей нагрева – две тысячи тонн, замена генератора, то есть объем серьезный. Движение задано, персонал организован, подрядчики всё понимают. Вывод в реконструкцию седьмого блока запланирован в середине марта, а ввод в работу блока №6 – 15 января, таким образом, два месяца поработаем всем составом оборудования. Уверен, что мы гарантированно повторим рекорд по выдаваемой мощности 2025 года.

Андрей Алексеенко: «Уверен, что мы гарантированно повторим рекорд по выдаваемой мощности 2025 года».

— У вас действует концессионное соглашение по Лучегорску…

— Тепловые сети Лучегорска – это порядка 55 километров труб, при этом они имеют 78% износа. Приморская ГРЭС – единственная теплоснабжающая организация, и мы делаем очень большой объем на теплосетях города. Мы повышаем надежность работы теплосетей, делаем новую трассировку. С 2022 года каждый год мы берём определённый участок и меняем его. Причем, начали с самых проблемных.

В этом 2025 году мы поменяли три участка. Если говорить в цифрах, то это в общей сложности 3 километра труб с сопутствующей арматурой, изоляцией, благоустройством, то есть полный цикл. Система теплосетей Лучегорска, к сожалению, не полностью замкнутая, поэтому мы не только повышаем надежность коммуникаций, но и меняем саму схему.

— Что с долгосрочными планами?

— Профицит точно не про нас, в регионе дефицит электроэнергии. Есть необходимость в строительстве как минимум ещё одного энергоблока на Приморской ГРЭС мощностью 330 мВт. Так что планы у нас амбициозные. Идём вперёд и не останавливаемся!