ТЭЦ с протянутой трубой

Бюллетень EastRussia: отраслевой аналитический обзор ТЭК ДФО – осень 2023 29.09.2023 01:45

В Дальневосточном ФО планируется создание новых газоперерабатывающих производств – в Амурской области и Приморском крае. Проблемный вопрос газификации дальневосточных регионов предполагается решать в том числе с помощью СПГ и создания необходимой инфраструктуры. На базе действующих месторождений газа Дальнего Востока также хотят создавать производства, ориентированные на внутреннее потребление.

В частности, АО «АЛРОСА-Газ» рассчитывает построить установку комплексной подготовки газа (УКПГ) на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении в Якутии (Мирнинский район). В проект предполагается инвестировать более 18 млрд рублей, в том числе 10 млрд рублей составляет стоимость самой установки, 8,6 млрд рублей – модернизации газодобывающих мощностей. Строительство предполагается начать в 2024 г. Установка требуется для газоснабжения будущей Новоленской ТЭС «Интер РАО» (мощность – 550 МВт) в Ленском районе, которую планируется ввести в эксплуатацию в 2028 г.

УКПГ с ТЭС должен связать газопровод протяженностью 200 км. На Новоленскую ТЭС будет поставляться газ в объеме 800-1000 млн куб. м в год, что в пять раз превысит объем поставок, осуществляемых «АЛРОСА-Газ» потребителям в настоящее время. ТЭС будет в том числе снабжать электроэнергией крупные промышленные предприятия – Ковыктинское газоконденсатное месторождение «Газпрома», Иркутский завод полимеров ООО «Иркутская нефтяная компания», месторождение золота Сухой Лог ПАО «Полюс», а также Восточный полигон ОАО «РЖД».

Между тем «Газпром гелий сервис» в сентябре запустил первый в Амурской области (Свободненский район) объект автономной газификации – малотоннажный комплекс по сжижению природного газа (КСПГ). Его производительность составляет 1,5 тонны СПГ в час (12,6 тыс. тонн в год).

Сжиженный природный газ планируется доставлять в специальных криогенных автоцистернах на тягачах на площадку системы приема, хранения и регазификации и в дальнейшем направлять на газовую котельную в микрорайоне Амурсельмаш в Белогорске. Газовая котельная призвана заменить действующую мазутную котельную, которая обеспечивает теплом и горячей водой 37 многоквартирных домов, два детских сада, школу и дом культуры. С помощью СПГ в районе предполагается организовать заправку собственного транспорта «Газпром гелий сервис» и техники Амурского ГПЗ. СПГ также планируется поставлять на космодром «Восточный» для газификации его объектов.

В Белогорске ведется строительство системы приема, хранения и регазификации (СПХР), где будет осуществляться подготовка газа с комплекса СПГ для использования на первой газовой котельной Амурсельмаша.

После оценки эффективности работы котельной в Белогорске, областное правительство рассчитывает рассмотреть возможности перевода на СПГ других котельных региона. В связи с этим при создании КСПГ предусмотрена возможность в два раза нарастить производительность комплекса – до 3 тонн в час (25,2 тыс. тонн в год).

Аналогичный проект также предполагается реализовать в Приморском крае в ТОР «Надеждинская», но с большей производительной мощностью – 7 тонн СПГ в час. С помощью КСПГ планируется автономно газифицировать социально значимые объекты, использовать газ в качестве моторного топлива для магистрального, муниципального транспорта и специальной техники.

Также в сентябре компания «Газпром СПГ Технологии» представила свой проект по созданию в Свободненском районе еще одного комплекса по сжижению природного газа и инфраструктуры для заправок СПГ с целью перевода транспорта на газ к концу 2025 г. Малотоннажный комплекс будет производить до 5 тонн в час и более 40 тыс. тонн в год. В проект предполагается инвестировать не менее 4 млрд рублей. Таким образом, с учетом двух производств в регионе будет выпускаться порядка 52 тыс. тонн СПГ в год.

В сфере производства гелия в сентябре подписано трехстороннее соглашение между КРДВ, правительством Якутии и ООО «ДББ» о строительстве комплекса по производству гелия на базе Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (АО «АЛРОСА-Газ») в Мирнинском районе. Мощность установки должна составить 4 млн куб. м в год. Начало производства намечено на 2025 г., а выход на производственные мощности запланирован на 2028 г. Проект должен быть реализован в рамках ТОР «Якутия».

Напомним, что в 2021 г. более крупное производство гелия началось на Амурском газоперерабатывающем заводе «Газпрома» (первая гелиевая установка мощностью 20 млн тонн в год). Проектная мощность ГПЗ по гелию составляет 60 млн куб. м в год (после запуска всех трех предусмотренных проектом установок). На данный показатель предприятие должно выйти в 2025 г. (в настоящее время работают две установки по производству гелия, вторая была введена в текущем году).

Все еще обсуждается вопрос реализации сложного проекта по газификации Камчатского края. Газификация региона силами «Газпрома» предусмотрена в утвержденной правительством в августе дорожной карте газификации Камчатки до 2025 г.

Правительство поручило «Газпрому» до конца первого квартала 2024 г. заключить договор о поставках в Камчатский край сжиженного природного газа с проекта «Сахалин-2» (акционеры – «Газпром», японские компании Mitsui и Mitsubishi, продолжается процесс вхождения в проект «НОВАТЭКа»).

Потребности Камчатки в газе оцениваются в 1 млрд куб. м в год. В самом регионе отсутствует необходимая для такого объема ресурсная база (действуют небольших два месторождения). При этом регулируемые тарифы делают поставки в регион СПГ убыточными. По этой причине «Газпром» и «НОВАТЭК» долго не соглашались обеспечивать Камчатку газом, мотивируя это дефицитом свободных объемов.

В частности, «НОВАТЭК» в качестве условия для выделения необходимых объемов газа называл обеспечение новой сырьевой базой, претендуя на Тамбейское месторождение на Ямале и долю в проекте «Сахалин-2» британско-нидерландской компании Shell. Глава компании Л.Михельсон при наличии дополнительной ресурсной базы оценивал возможность поставки газа на Камчатку в 400-500 млн куб. м по регулируемой цене. Тем не менее компания не добилась желаемого.

Согласно «дорожной карте», Минэнерго, Минэкономразвития, ФАС и «Газпром» до конца текущего года должны определить источники финансирования для компенсации разницы между экономически обоснованной ценой на СПГ, его транспортировки и газификации и регулируемой оптовой ценой, устанавливаемой ФАС. В первом квартале 2024 г. предстоит изменить ряд положений государственного регулирования оптовых цен на СПГ для нужд всех потребителей края, а до третьего квартала 2025 г. следует определить оптовую цену на регазифицированный СПГ для края.

На сегодняшний день оптовая цена на газ в Петропавловске-Камчатском установлена на уровне 7,3 тыс. рублей за 1 тыс. куб. м. С июля 2024 г. она будет индексирована на 8%. Рыночная цена регазифицированного СПГ (при текущих ценах на СПГ в Северо-Восточной Азии ) будет превышать 30 тыс. рублей за 1 тыс. куб. м. Межтарифная разница составит порядка 11 млрд рублей в год при объеме поставок в 0,5 млрд куб. м.

Стоит напомнить, что «НОВАТЭК» ранее частично взял на себя обязательство по созданию на Камчатке приемной инфраструктуры для СПГ. Компания должна во втором-третьем квартале 2025 г. построить морскую часть комплекса приема СПГ в бухте Раковая Авачинской губы. Комплекс включает плавучую регазификационную установку, причальные сооружения и челночные суда-газовозы.

Из федерального бюджета на создание приемной инфраструктуры, согласно распоряжению правительства, направят 12 млрд рублей. Построенные объекты береговой инфраструктуры затем предполагается выкупить у «НОВАТЭКа» и передать «Газпрому» - единому оператору газификации по концессионному соглашению. «НОВАТЭК» оценивает строительство регазификационной установки в 12,5 млрд рублей, а строительство челноков-газовозов – в 16,2 млрд рублей.

Одновременно «НОВАТЭК» строит в регионе СПГ-терминал в бухте Бечевинская (Елизовский район) для перевалки экспортного СПГ с арктических газовозов на обычные суда. В начале текущего года в компании заявляли о планах ввести терминал до конца года. В июле на Камчатку было доставлено из Южной Кореи плавучее хранилище СПГ для перегрузки СПГ на экспортные суда.

Из собственных камчатских запасов на территории региона ведется разработка двух месторождений – Кшукского и Нижне-Квакчикского (Соболевский район). Их отработку осуществляет ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Следует отметить, что попытки запустить добычу на них предпринимались еще в 90-е гг. прошлого века, но были приостановлены из-за недостатка финансирования. К проекту вернулись в 2007 г. (уже с участием «Газпрома»), добыча ведется с 2010 г. Газ направляется камчатским ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, газовой котельной в Петропавловске-Камчатском. Ежегодный объем добычи составляет порядка 400 млн куб м газа и 14 тыс. тонн конденсата. Уровень газификации Камчатского края на сегодняшний день не превышает 60%.

Что касается планов газификации в других регионах, то вице-премьер А.Новак в июле поручил Минэнерго внести в правительство дорожную карту мероприятий по газификации Северобайкальска в Бурятии с учетом планов по строительству завода по производству СПГ в Усть-Куте Иркутской области, а также обеспечения транспортировки СПГ из Усть-Кута («Иркутская нефтяная компания») в Северобайкальск автомобильным и железнодорожным транспортом, определения источников финансирования мероприятий по газификации комплекса теплоснабжения города. При этом ИНК пока только изучает возможность реализации СПГ-проекта. Предполагаемые объемы переработки – до 250 млн куб. м метана в год.

В рамках реализации проекта газификации Северобайкальска запланировано строительство двух газовых котельных вместо угольных, сооружение системы приема, хранения и регазификации газа, а также сетей газораспределения и проведение капитального ремонта сетей тепловодоснабжения города.

Перспективное газопотребление Улан-Удэ оценивается в 1,48 млрд куб. м в год. «Газпром» планирует строительство газопровода-отвода от погранперехода Наушки до Улан-Удэ и далее до Читы общей протяженностью 700 км (250 км до Улан-Удэ) в рамках планируемого экспортного газопровода «Сила Сибири-2». А.Новак поручил «Газпрому» разработать план-график газификации Бурятии до 2032 г., в том числе с учетом возможности перевода объектов по производству электрической энергии на природный газ. Летом текущего года «Газпром» представил предварительно согласованную схему газификации Бурятии, в которую вошло 572 населенных пункта (в 21 районе).

В Забайкальском крае единый оператор газоснабжения региона – «Газпром» – ведет корректировку генеральной схемы газоснабжения и газификации края до 2032 г. с определением перспектив развития и источников газоснабжения, в том числе способов перевода на газ объектов электроснабжения. В Чите в рамках федерального проекта «Чистый воздух» с конца 2024 г. за счет средств федерального бюджета планируется газифицировать 13 193 домовладения. Перспективное газопотребление Читы оценивается в 736 млн куб. м в год в первый год поставки и далее должно вырасти до 1,3 млрд куб. м в год (с десятого года поставки).

На Сахалине в 2023-24 гг. предполагается построить три газораспределительные станции (ГРС) для газификации Поронайского, Макаровского и Смирныховского районов. В частности, до конца текущего года должно завершиться строительство ГРС «Леонидово» и «Макаров». В 2024 г. должна быть построена ГРС «Победино». За счет СПГ планируется газифицировать районы на западном побережье острова – Невельский, Холмский и Томаринский (в силу их удаленности от газопровода проекта «Сахалин-2»). Завершение газификации Сахалинской области намечено на конец 2025 г. На сегодняшний день уровень газификации региона составляет 57%.

В сфере угледобычи рост добычи угля продолжается в Чукотском АО. По итогам января-июля результат составил 962,7 тыс. тонн, на 16% превысив показатель за аналогичный период прошлого года. ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal) на месторождении Фандюшкинское поле получило за отчетный период 874,2 тыс. тонн каменного угля, что на 10% больше, чем за аналогичный период 2022 г. Тем временем ОАО «Шахта Угольная» на Анадырском буроугольном месторождении произвело 88,5 тыс. тонн бурого угля, что в три раза больше, чем в январе-июле прошлого года.

В Якутии в текущем году планируется отправить на экспорт 26 млн тонн угля. В первом квартале текущего года отгрузка якутского угля на экспорт составила 6,1 млн тонн, из которых 4,4 млн тонн пришлось на Эльгинское месторождение ООО «Эльгауголь» («ЭЛСИ»). Тем не менее по итогам первого полугодия зафиксировано сокращение экспортных отгрузок угля из Якутии по железной дороге – на 0,8% по отношению к первому полугодию 2022 г., до 12,6 млн тонн. При этом в августе в «ЭЛСИ» отчитались о строительстве 200 км Тихоокеанской железной дороги, предназначенной для перевозки эльгинского угля в строящийся порт «Эльга» в Хабаровском крае, откуда он будет направляться на экспорт. Общая протяженность железной дороги составит 500 км, ввод в эксплуатацию намечен на 2026 г.

На Сахалине ООО «Восточная горнорудная компания» О.Мисевры завершает в Углегорском районе строительство угольного конвейера протяженностью 23 км для транспортировки угля с Солнцевского разреза до морского порта Шахтерск, откуда уголь будет отправляться на экспорт. С помощью конвейера предполагается снизить нагрузку на дороги общего пользования и сократить негативное влияние на атмосферу (монтаж ведется с конца 2020 г.). Строительная готовность конвейера ожидается 1 ноября текущего года, после чего начнутся пусконаладочные работы. Плановая строительная готовность складов порта и угольного разреза ожидается к 1 декабря. Полный запуск должен состояться в третьем квартале 2024 г.

В августе была сдана в эксплуатацию вторая подстанция «Майская» для снабжения магистрального угольного конвейера. Подстанция расположена вблизи угольного терминала, на ней установлены два трансформатора по 16 МВА. Ранее в эксплуатацию была запущена первая подстанция для снабжения объекта – «Конвейерная-1». Производственный план угольного морского порта Шахтерск на 2023 г. предусматривает отгрузку угля в объеме 14,1 млн тонн (в 2022 г. – 11,04 млн тонн).

Следует отметить, что добычей угля на Сахалине рассчитывает заняться еще один инвестор – АО «Крокус» (входит в девелоперскую Crocus Group А.Агаларова) планирует приступить к геологоразведочным работам на небольшом участке «Юбилейный» Константиновского буроугольного месторождения (Углегорский район). Лицензию на разработку месторождения компания получила в текущем году, предложив за участок 29,767 млн рублей. Балансовые запасы месторождения (по категории C2) составляют 53,749 млн тонн, прогнозные ресурсы для открытых работ – 8 млн тонн (по категории Р2).

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

Читать полностью

Экономика

Золе закон не писан: что тормозит использование золошлаков в РФ 19.10.2023 06:00

Ежегодно угольные тепловые электростанции в России вырабатывают 18 млн т золошлаков. Между тем только 20% золошлаковых отходов (ЗШО) вовлекается в хозяйственный оборот от годового объема отходов. Для сравнения, в КНР доля утилизации в настоящее время составляет более 70%. Китайский опыт может быть полезен для участников рынка, в то же время для системного вовлечения ЗШО важны не только современные технологии переработки, но и развитие правоприменительной практики.

От автодорог до свалки

В 2022 году правительством РФ утвержден комплексный план по повышению утилизации золошлаков, которых уже накоплено в стране 1,3 млрд т. Регионам с угольной генерацией (доля угля в энергобалансе страны составляет 15%) было рекомендовано разработать и утвердить системные меры по увеличению объема вторичного использования ЗШО. На сегодняшний день пять субъектов РФ утвердили соответствующие программы, еще 13 разрабатывают такие документы, проинформировал на прошедшей Российской энергетической неделе директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов.

Министерство при поддержке Национальной ассоциации развития вторичного использования сырья (АРВИС) разработало интерактивную карту золоотвалов ТЭС на территории страны с информацией о поставщиках золошлаков, объемах и их химическом составе.

Определенные шаги предприняты непосредственно энергетическими компаниями. «РусГидро», которая в своей структуре имеет значительный объем теплогенерирующих активов, поэтапно переводит ТЭС на сжигание природного газа. При этом компания реализует комплекс мер по крупнотоннажной утилизации ЗШО. В 2021-2023 годах покупателям, преимущественно производителям газобетона, отгружено 155 тыс. т золы с Благовещенской ТЭЦ, Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Майской ГРЭС. Конечно, это немного, учитывая, что угольные станции в ДФО ежегодно вырабатывают до 1,8 млн т отходов.

ЗШО используются и самими энергетиками. К примеру, для реализации «РусГидро» крупного рекультивационного проекта, связанного с карьером Силинский в Приморье. На протяжении ряда лет грунт из него использовался для отсыпки и наращивания дамб золоотвалов Артемовской ТЭЦ. В 2023 году на рекультивацию карьера будет направлено 273 тыс. т золы этой электростанции, что равнозначно ежегодному объему ее отходов. Всего в ходе реализации данного проекта планируется использовать более 2,5 млн т золошлаков. После восстановления растительности карьер передадут в муниципальную собственность.

Как сообщил директор департамента стратегических сделок ПАО «РусГидро» Дмитрий Беляев, подобный опыт компания собирается масштабировать на Дальнем Востоке, он охватит другие карьеры, полигоны, свалки ТКО. «Зола – дешевый и доступный материал, который готов к погрузке на транспорт и использованию», – отметил менеджер.

Стратегия вовлечения ЗШО в производственный цикл принята «Сибирской генерирующей компанией» (СГК). Ежегодно ее объекты (в составе СГК насчитывается 27 тепловых электростанций в девяти регионах) вырабатывают 8 млн т золошлаковых материалов, из которых 2,5 млн т идут на рекультивацию земель, а 600 тыс. т золы-уноса (сухая зола) реализуются коммерческим образом.

По словам исполнительного директора ООО «Сибирская генерирующая компания» Павла Барило, планируется изменить структуру применения золошлаков таким образом, чтобы к 2035 году выйти на сбыт золы-уноса до 2,5 млн т в год. При этом в планах – активизировать работу с предприятиями стройиндустрии и дорожной отрасли, которые в свою очередь смогут экономить на потреблении цемента. «Применение золы-уноса при строительстве монолитных оснований дорожного полотна позволит экономить от 20% до 100% валового количества используемого цемента», – рассказал завкафедрой «Строительных материалов и автомобильных дорог» Алтайского государственного технического университета Геннадий Овчаренко.

В СГК намечен ряд перспективных проектов с общими инвестициями 1,9 млрд руб. В частности, серьезные объемы пригодного к переработке сырья должна дать Приморская ГРЭС в Лучегорске. За счет создания на станции системы отбора сухой золы можно будет ежегодно утилизировать 470 тыс. т отходов.

По китайскому рецепту

Хотя в России только происходит становление рынка утилизации продуктов сгорания, уже возникает устойчивый спрос на соответствующее оборудование и технологии, которых в стране не хватает. Как следствие, заинтересованные участники процесса обращают внимание на опыт и технические достижения на китайских коллег.

Проблема с ЗШО для Китая также достаточно актуальна. В КНР накоплено 3,5 млрд т золошлаков, при этом Поднебесная не собирается отказываться от угольной генерации. Мировое потребление угля, несмотря на климатическую повестку, продолжит расти, прогнозирует руководитель по консалтингу Аналитического центра ТЭК Денис Дерюшкин. Сейчас оно составляет порядка 8,3 млрд т в ежегодно, в 2030 году, согласно базовому сценарию, возрастет почти до 8,6 млрд, а по оптимистичному – до 8,8 млрд т. При этом на Китай придется 53% потребления. С одной стороны, Поднебесная сократит импорт энергетического угля, по разным оценкам в 4-5 раз, с другой, внутри страны будет вводиться много добывающих активов, предсказывает эксперт.

«Мы должны повышать, и сейчас это происходит, уровень новой энергетики, но мы также должны делать старую энергетику более зеленой», – сформулировал задачу директор Исследовательского центра цифрового развития провинции Сычуань Юй Сяо.

В КНР ежегодно образуется 600 млн т золошлаков, и за последние десятилетия там сделан значительный прогресс в совершенствовании системы переработки отходов. В настоящее время доля утилизации ЗШО превышает 70%.

«Здесь важен не только и не столько относительный показатель, ключевая цифра – валовый объем вовлечения в хозяйственный оборот. Потому что, если посмотрим на объемы образования золошлаков, [в Китае] они многократно превышают образования в нашей стране – где-то в 30 раз», – сообщила генеральный директор Национальной ассоциации развития вторичного использования сырья (АРВИС) Ирина Золотова.

В отличие от России в КНР и более диверсифицированная база. По словам И. Золотовой, сегодняшняя модель утилизации ЗШО в РФ подразумевает преимущественно вовлечение золошлаков в низкомаржинальные, не высокотехнологичные области применения. Примерно 36% золошлаков идет на рекультивацию земель, горных выработок, обратную засыпку. В Китае в рекультивационной сфере применяется менее 5% ЗШО. Причем 49% отходов идет в производство цемента, 23% – кирпичей, 16% – бетона. Небольшой процент, но эта доля постепенно растет и в объемном выражении сейчас сопоставима с общим уровнем отходов, образуемых в России, связан с извлечением из золы оксида алюминия.

«Однажды на фоне возросшего спроса на алюминий в Китае возник дефицит глинозема. При этом зола, образующаяся от сжигания углей, содержит большую долю оксида алюминия (порядка 25%). Это позволило рассматривать золошлаковый материал как источник сырья», – рассказал Павел Барило.

Данную технологию Китай освоил в начале XXI века, на сегодня там построено не менее 10 глиноземных заводов. «Мы изучаем их опыт потому, что у нас есть свое идеальное сырье – зола Рефтинской ГРЭС, которая практически на 30% состоит из оксида алюминия», – пояснил исполнительный директор «Сибирской генерирующей компании».

Извлечение глинозема, правда, зависит от химического состава угля, который сжигается. «Наши золы достаточно бедны оксидом алюминия, – уточнил директор департамента стратегических сделок «РусГидро». – Поэтому прежде всего мы пытаемся найти рецепт извлечения оксидов легких металлов, редкоземельных металлов для того, чтобы их можно было вовлекать в более высокотехнологичное производство».

По словам Дмитрия Беляева, компания привлекла команду химиков-технологов из Санкт-Петербурга. Но даже получив технологию лабораторного расщепления золы, встанет вопрос о том, как ее довести до промышленных объемов, тем более в России никто не занимается доведением такого продукта до стандартизированного уровня. В этом случае, действительно, перспективно взаимодействовать со специалистами из Китая, соглашается представитель «РусГидро».

Пока не пришел прокурор

Темпы повышения переработки отходов в немалой степени зависят от того, насколько адекватно отражает реалии нормативно-правовое регулирование вовлечения ЗШО в хозяйственный оборот. Хотя, как утверждают в Минэнерго, ведомство создало условия для максимизации использования золошлаков, проведя работу по совершенствованию законодательства в сфере электроэнергетики и природопользования в 2022-2023 годах, участники рынка сетуют на неотрегулированные правила игры.

Основная проблема – страх перед надзорными органами, подчеркнул Павел Барило. У переработчиков нет желания нести дополнительную нагрузку в виде контактов с Росприроднадзором, прокуратурой. Потребители же не хотят сталкиваться с новыми для них рисками, например, в рамках прохождения государственной экологической экспертизы.

«Я попытался аккуратно узнать у природоохранной прокуратуры, чего они возбуждают дела…Мне прямым текстом сказали, а мы не знаем, к чему прикопаться еще. Это поразительно», – заявил депутат Красноярского края Денис Терехов.

Вероятно, целый закон об использовании золошлаков принимать не нужно, но законодательно обезопасить получение продуктов из ЗШО необходимо, считает парламентарий, поскольку не у всех есть понимание того, что зола – это не мусор, а потенциально полезный продукт. Кроме того, целесообразно сфокусироваться на технологической сертификации проектов по вторичной переработке, и необходима система, направленная на то, чтобы потребитель был огражден от возможных рисков, убежден исполнительный директор СГК.

Для координации процесса создана межведомственная группа, сообщил Андрей Максимов. «Наша задача – помогать производителям золошлаков и бизнесу находить друг друга, – заверил глава департамента Минэнерго. – В этом году мы также планируем разработать систему поддержки использования отходов в строительной отрасли для обеспечения государственных и муниципальных нужд».

Последнее важно, свидетельствует Павел Барило, поскольку не все руководители муниципалитетов проявляют на деле заинтересованность в решении вопросов с утилизацией ЗШО.

Читать полностью

Экономика

Кому и зачем нужен мирный атом в Приморье 26.03.2025 00:30

В 2024 году правительство РФ подготовило проект Генеральной схемы размещения объектов энергетики до 2042 года, где обозначена Приморская АЭС. В январе 2025 года правительство РФ утвердило документ, по которому объект атомной генерации планируется ввести в эксплуатацию в окрестностях города Фокино с 2033 года. Всего до 2042 года предстоит построить 38 атомных энергоблоков, в том числе в Сибири и на Дальнем Востоке.

7 марта генеральный директор «Росатома» Алексей Лихачев, выступая в Сарове, заявил, что в Приморском крае будет построена двухблочная атомная станция. По его словам, в этом году необходимо проработать все аспекты строительства.

«Масштабное строительство атомных мощностей внутри страны с созданием технологического ландшафта четвертого поколения позволит в горизонте 30-х годов укрепить наше лидерство на мировом рынке», — подчеркнул Алексей Лихачев.

Дежавю

Вопрос, действительно ли нужна Приморью АЭС, обсудили на очередном заседании «Тихоокеанского дискуссионного клуба» (совместный проект Дальневосточного отделения РАН и Приморского отделения Союза журналистов России) эксперты из разных областей – науки, власти, предпринимательского сообщества. Как выяснилось, некоторые из них испытывают дежавю.

«Тихоокеанский дискуссионный клуб». фото: Евгения Степанова

Так, доктор технических наук, экс-председатель Законодательного собрания Приморья Виктор Горчаков напомнил, что о строительстве атомного реактора ученые Дальневосточного государственного университета говорили еще в 70-80 годах, однако, тогда их остановили, сославшись на то, что закрытому городу не нужны такого рода хлопоты. В 1989 году, заметил ведущий научный сотрудник Тихоокеанского института географии ДВО РАН кандидат экономических наук Юрий Авдеев, на территории края даже была создана дирекция строящейся атомной станции. Еще раз о строительстве АЭС на юге Дальнего Востока заговорили в конце нулевых, но ничего так и не построили.

Газ, уголь, атом?

Между тем, по мнению научного руководителя Института химии ДВО РАН академика Валентина Сергиенко, дополнительные мощности нужны, в том числе для обеспечения производственного комплекса региона. И мирный атом в этом случае едва ли не самый оптимальный вариант.

— У нас нет больших резервов и мощностей, и модернизация действующих станций будет носить временный характер. Поставок газа в увеличенных количествах сюда вряд ли можно ожидать. Ставить угольную станцию с экологической точки зрения не самое рациональное решение, — перебрал он разные варианты.

Среди плюсов атомной энергетики он назвал экологичность и дешевизну: «Не будем забывать, что по ценовым параметрам атомная энергетика дает самую дешёвую электроэнергию. Если говорить о выбросах, то здесь ноль влияния на окружающую среду», — подчеркнул он.

При этом необходимо более чем ответственно подойти к выбору площадки. Специалисты должны учесть геологическое строение территории, на которую планируется «посадить» АЭС, и массу других параметров, среди которых, например, наличие близкого источника воды, необходимой для охлаждения реакторов. Фокино по этому параметру подходит.

— Думается, что Приморский край созрел, чтобы принять такой крупный инвестиционный проект. Здесь есть достаточное количество специалистов, которые имеют опыт работы с радиоактивными материалами, есть вуз, где ведётся подготовка по направлению ядерных технологий, и я думаю, что, то время, которое у нас есть для разгона, вполне достаточно для того, чтобы подготовить необходимое количество квалифицированных кадров, — сказал академик РАН.

Кадры для АЭС можно подготовить в регионе. Тематическое фото. автор/источник: Alexander Gafarro/Shutterstock

Он напомнил, что если еще 20 лет назад переработка жидких радиоактивных отходов была «проблемой из проблем», то к настоящему времени учеными разработана отлично себя зарекомендовавшая технология, позволяющая их утилизировать.

— Наверно, какие-то варианты замены атомной станции в Приморском крае можно представить, но на мой взгляд, они не выдержат конкуренции. Если все сделать системно, продумано, провести необходимые экспертизы, в том числе экологическую, все это будет достаточно безопасно для края, — резюмировал он.

Экологический расчет

По словам ведущего научного сотрудника Тихоокеанского института географии ДВО РАН, доктора биологических наук Владимира Бочарникова, стоит помнить, что реализация таких больших проектов, как строительство атомной станции, идет в рамках стратегий развития. Но, к сожалению, зачастую, разработчики не живут в регионе, и абсолютно утилитарно подходят к разработкам, не учитывая дальневосточной специфики, из-за чего происходят просчеты, которые могут повлиять на экологию.

В качестве примера он привел ситуацию на АЭС «Фукусима». Японцами абсолютно точно закладывались все параметры безопасности, но никто не мог предсказать, что тайфун, цунами и пожар приведут к таким последствиям.

Впрочем, по информации, приведенной Виктором Горчаковым, значительную роль в аварии на Фукусиме сыграл человеческий фактор. Когда американцы начали строить станцию, они снесли дополнительно 10 метров берега, из-за которых высота волны цунами была выше прогнозируемой. Также они удешевили строительство, вынесли систему насосов в отдельное здание, и это все сыграло свою роль.

Владимир Бочарников обратил внимание на то, что в КНР целые научные коллективы сейчас занимаются тем, что выясняют, как промышленные и природные «потоки» соединяются и взаимодействуют, отвечая на вопрос, не превысит ли экономическая выгода экологические потери. В Приморье таких специалистов нет, хотя работы в таком направлении ведутся.

— В ТИГ ДВО РАН провели работу по оценке инвестиционных ограничений при экономической деятельности. Ученые разделили край на три зоны. В первую входит район, который, как предполагается, будет утверждён для строительства АЭС. Это зона максимально изменённого антропогенного воздействия. Это не значит, что там не осталось ничего ценного. Это значит, что природная составляющая на этой территории без управления человека не может существовать в тех вариантах, которые обеспечивали бы самоорганизацию системы. Противоположная зона — территории, где максимально сохранились природные объекты, например, Сихотэ-Алинь. На таких территориях любые крупные проекты нежелательны, — пояснил он, подчеркнув, что для строительства АЭС необходим расчёт, а кроме того, должна быть уверенность, что этот расчет верен.

Тематическое фото. автор/источник: 7ynp100/Shutterstock

Юрий Авдеев также напомнил о реалиях: Дальний Восток — огромная территория с крайне низкой плотностью населения: один человек на квадратный километр против восьми в среднем по России.

— Мы можем иметь дело с населенными пунктами, которые находятся в полутора тысячах километров от краевого центра и до которых добраться практически невозможно. Представьте себе, три северных района Хабаровского края — это половина Хабаровского края. Там живет менее десяти тысяч человек. Вот и обеспечьте им электроэнергию и предоставьте им качественные условия жизни, — добавил он. По мнению учёного, при строительстве станций на Дальнем Востоке по большей части, наверное, нужно ориентироваться на микростанции, которые могли бы снабжать удаленные локации.

Альтернативная точка зрения

Руководитель Института подготовки кадров высшей квалификации Владивостокского государственного университета, доктор экономических наук Александр Латкин напомнил о большом количестве заявленных, но так и не реализованных проектов, под которые планировалось строительство АЭС, таких, как например, металлургический завод, который должен был работать на строительство ледоколов для Северного морского пути, или многочисленные производства в ТОРах, которые также не были запущены.

По его мнению, в Приморье нет дефицита мощности электроэнергии, но существует огромная потребность в наведении порядка в нашей энергетической системе, в том числе распределительных сетях.

— По данным, опубликованным на сайте Минэнерго РФ, в прошлом году в России было 12 000 крупных аварий на энергосетях. Прирост аварий каждый год 4%. Существует проблема в моральном и физическом износе всего того, что обеспечивает доставку электроэнергии потребителям, — привел он данные.

Ученому оппонировал председатель Общественной палаты Приморского края и руководитель Торгово-промышленной палаты Приморья Борис Ступницкий, который сослался на данные Минэнерго Приморского края, согласно которым энергодефицит Приморского края составляет 455 мегаватт.

Он указал, что назначение будущей Приморской АЭС до поры может широко не разглашаться, быть скрыто «туманом больших государственных интересов», поэтому, не исключено, что планы по строительству больших производств в Приморье могут возобновиться.

Читать полностью

Экономика

Электрошоковая тарификация 27.02.2025 00:30

Корректировки в постановление о новом порядке расчета платежей за электроэнергию не решат всей проблемы пятизначных цифр в квитанциях, считают эксперты. Хотя 20 февраля правительство установило понижающий коэффициент для домовладений с электропотреблением, воспользоваться им могут не все жители, а только те, кто предоставит подтверждающие документы в ресурсоснабжающую организацию. Кроме того, от роста энерготарифов страдает коммерческий сектор на Дальнем Востоке – предприниматели сообщают, что электричество подорожало более чем на 20 процентов с 1 января.

Предельная норма

Проблема остро встала в феврале, когда жители получили счета на оплату электроэнергии за январь с пятизначными цифрами. Тарифы выросли после вступления в силу постановления правительства № 1469. Документ меняет порядок расчета платежей и устанавливает лимиты для населения от 0 до 6 000 киловатт-час в месяц.

С 1 января в России начали действовать три новых диапазона потребления электроэнергии.

Первый уровень — от 0 до 3900 киловатт-часов в месяц — льготный: цена на электроэнергию устанавливается согласно предельным показателям для каждого региона и ежегодно индексируется.

Второй уровень — от 3900 до 6000 киловатт-часов в месяц — «экономически обоснованный».

Третий уровень — свыше 6001 киловатт-часов в месяц — «как для коммерческих потребителей»: не ниже цены на электроэнергию на низком уровне напряжения (220–380 В).

Постановление распространяется на все российские регионы и официально призвано ограничить майнеров, которые занимаются бизнесом без создания ИП. Закон о майнинге действует с 1 ноября 2024 года. «Майнить» могут как организации и предприниматели, так и частные лица, причем последние должны укладываться в установленные лимиты потребления электроэнергии для физических лиц. С 1 января, если майнер превысит лимит, то обязан будет зарегистрировать ИП.

Однако инициатива, призванная упорядочить добычу цифровой валюты, ударила по населению. Порядка семи тысяч человек подписали петицию против предельной нормы потребления электричества с требованием установить справедливый тариф.

«Счет за январь у моей мамы, инвалида второй группы, проживающей в небольшом доме, составил 21259 рублей. Ранее самая большая сумма не превышала 12 тысяч рублей в месяц», – рассказывает жительница Владивостока Елена Замятина.

«У меня частный дом, где стоит обогреватель, рассчитанный на 9 кВт/ч при максимальной мощности. Умножаем на 24 часа и получаем 216 кВт в сутки или порядка 6,5 тысяч кВт в месяц. Это только обогрев, без учета титана, холодильника, стиральной машины и другой бытовой техники», – делится житель Находки Александр Посуданский.

То есть если потребитель сожжет свыше 6 тысяч кВт в месяц, он будет платить минимум на 10 процентов больше, чем по льготному тарифу. Например, при потреблении домохозяйством 10 кВт/ч или 7,2 тысяч кВт в месяц (что, как отмечено в другой петиции, является нормой в холодное время года), сумма составит не менее 40 тысяч рублей.

Региональное лобби

Новые диапазоны энерготарифов стали одной из самых горячих тем февраля в средствах массовой информации. Граждане засыпали жалобами местные органы власти и прокуратуру.

«В результате правительство и депутаты Приморья обратились в федеральные органы власти с предложением пересмотреть тарифообразование. Инициатива предусматривала корректировку верхнего порога первого диапазона тарифов до 7020 кВт и распространение его на все домовладения края в январе и феврале 2025 года», – сообщили агентству в правительстве Приморского края.

Как отмечалось в СМИ, региональное лобби сработало эффективно. Результатом стало постановление правительства от 20.02.2025 № 183 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178». Документ устанавливает понижающий коэффициент 1,8 при тарификации для домохозяйств с электропотреблением, что позволяет увеличить порог в первом диапазоне с 3900 кВт до 7020 кВт.

При этом жители могут получить перерасчет квитанций за январь.

Однако, как считают эксперты, всей проблемы это не решило.

Предъявите документы

«Для применения понижающего коэффициента абоненту необходимо будет доказать право собственности на жилое строение и наличие электроотопления. То есть потребитель должен предоставить в ресурсоснабжающую организацию подтверждающие документы – паспорт дома или паспорт БТИ, который уже давно не выдают – все данные вводятся в кадастровый паспорт», – пояснил юрист, правозащитник Максим Чихунов.

Дальневосточная энергетическая компания 25 января опубликовала разъяснения постановления №183. Чтобы воспользоваться понижающим коэффициентом и получить перерасчет за январь, необходимо подтвердить право собственности на дом, который не имеет подключения к сетям газоснабжения. «Отнесение к категории потребителей с электроотопительной установкой» также требует документального подтверждения. Документы следует предоставить в адрес гарантирующего поставщика ПАО «ДЭК» филиал «Дальэнергосбыт» на электронный адрес, указанный в платежном документе ПАО «ДЭК» или через интернет-приемную, размещенную на официальном сайте ПАО «ДЭК».

«Актуализированное постановление агентства по тарифам Приморского края с учетом вышеуказанных изменений федерального законодательства будет принято в срок до 1 марта 2025 года», – сообщает правительство Приморья.

Однако население продолжает засыпать жалобами приемные официальных лиц. Во-первых, жителям придется потратить время и деньги на бюрократическую волокиту, чтобы получить подтверждающие документы.

«Во-вторых, у многих домовладельцев в паспортах прописано печное отопление, которым они уже сто лет не пользуются. Придется это доказать», – комментирует Максим Чихунов.

«А если котел универсальный, работающий на электричестве, твердом топливе и газе, а отапливается только электричеством? У меня был резервный котел на твердом топливе, но он давно прогорел, и система питается только от электричества», – задается вопросом жительница Владивостока Светлана Сапогова.

«По старым документам у нас печное отопление. Но печь снесли много лет назад и пользуемся электричеством», – рассказывает жительница Уссурийского городского округа Ольга Ступина.

При этом эксперты обращают внимание, что не во всех регионах изначально установлены такие высокие пороги тарифообразования. Согласно постановлению правительства № 1178, в субъектах, уровень газификации которых составляет менее 5 процентов, в январе-апреле может применяться сезонный коэффициент, не превышающий 1,8. По официальным данным, в Хабаровском крае уровень газификации – более 55%. В Приморье– 23,44% согласно расчетам на основе формул Минэнерго России.

«Однако в Приморье основная масса населения не подключена к газу. Когда я поднял этот вопрос в правительстве, мне ответили, что учитываются газифицированные котельные. Но когда зашла речь о домовладениях, выяснилось, что даже газораспределительные станции не построены на сегодняшний день», – комментирует Максим Чихунов.

Кроме того, от нововведений пострадали домовладения, которые содержат птицу, скот и теплицы в личных подсобных хозяйствах.

Повышение энерготарифов коснулось всех

И совершенно отдельная история – коммерческий сектор, для которого тарифы так же выросли с 1 января 2025 года.

«Повышение энерготарифов коснулось всех. По сравнению с прошлым годом рост составил порядка 25%. Это не может не сказаться на сельхозтоваропроизводителях, таких как фермерские хозяйства. Для сравнения: наша ферма прошлой зимой платила 300 тысяч рублей в месяц на электроэнергию. В этом году – 550 тысяч. Это серьезная история, которая повлияет на платежеспособность и доходность производителей. Уже сегодня многие из них задумываются о закрытии», – комментирует президент Ассоциации крестьянских (фермерских) хозяйств Приморского края Алексей Раченков.

Общественники и ряд региональных депутатов предлагают вернуть прежний порядок тарифообразования с оптимальным порогом 11,8 тысяч кВт. Звучат также предложения распространить понижающий коэффициент не только на регионы с уровнем газификации ниже 5 процентов, но и на субъекты, приравненные к территориям крайнего севера. Еще одно предложение – полностью запретить майнинг на Дальнем Востоке по примеру некоторых других регионов. Напомним, что ранее правительство России утвердило перечень регионов и территорий, где майнинг запрещен с 1 января 2025 года. В список попала так же часть территорий Бурятии и Забайкальского края, хотя запрет временный и приходится на пики электропотребления – с 1 января по 15 марта и с 15 ноября по 15 марта 2025 года (см. материал EastRussia «С майнингом намаешься»).

Что касается коммерческого сектора, он требует системной поддержки на федеральном уровне, уверены предприниматели.

Отметим, в кабмине заявили, что не «снимают ситуацию с контроля». По словам председателя Госдумы Вячеслава Володина, необходимо изучить обстоятельства на местах и проанализировать решения региональных властей по тарифам. Ранее Володин поручил главе комитета ГД по энергетике Николаю Шульгинову разобраться в ситуации.

Ведущий научный сотрудник ТИГ ДВО РАН, экономист Юрий Авдеев:

После изменений тарифообразования население забило тревогу. Местные власти выступили с обращением, и в постановление правительства были внесены корректировки, которые снизили платежи для части населения. Но это очередной пример ручного управления, а с точки зрения системы вывод один – система сопротивляется заявленному опережающему развитию. Люди покидают Дальний Восток из-за высоких тарифов на электроэнергию в том числе. Конечно, население убывает по всей стране – менее 10 субъектов демонстрируют положительный прирост в этом отношении. Но если в других регионах есть перераспределение жителей между крупными, малыми городами и сельской местностью, то на Дальнем Востоке убыль абсолютная. Еще в 1989-1990 году здесь проживало 10,4 млн человек. Сегодня осталось менее 8 млн человек. Поэтому все, что связано с энерготарифами и другими условиями жизни в регионе, требует самого пристального внимания органов власти и системного подхода.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: отраслевой обзор электроэнергетики ДФО — зима 2025 14.02.2025 00:30

На Дальнем Востоке серьезной проблемой электроэнергетического комплекса является износ мощностей и растущий энергодефицит. Отрасль в макрорегионе требует значительного притока инвестиций. Обеспечить его предполагается с помощью присоединения Дальнего Востока к оптовому рынку электроэнергии. Данное решение долгое время откладывалось, но и после окончательного его принятия предстоит достаточно длительный переходный процесс, сопровождаемый в том числе ростом цен. Для Байкальского региона, где также отмечается рост потребления и увеличение энергодефицита, обсуждаемым вопросом стал частичный запрет на осуществление майнинга криптовалюты.

На пути к либерализации энергорынка

Важным шагом в сфере электроэнергетики Дальнего Востока, ранее входившего в неценовую зону (НЦЗ) на рынке электроэнергии в стране, стало присоединение с 1 января 2025 г. ко второй ценовой зоне оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в которую также входит Сибирь. Переход к конкурентному нерегулируемому ценообразованию в макрорегионе будет постепенным. Первый этап предполагает продажу электроэнергии по свободным ценам только для тепловых станций. Доля свободной продажи электроэнергии с ГЭС на данном этапе составит 2,5%.

Либерализация энергетического рынка на Дальнем Востоке осуществлена для применения в макрорегионе механизмов по привлечению инвестиций, модернизации и созданию энергомощностей, закрытию локальных энергодефицитов, предполагая проведение конкурентных отборов мощности новой генерации (КОМ НГ) и заключение договоров на поставку мощности. Правительство утверждает параметры для каждого отбора, а победивший в отборе инвестор может окупить вложения за счет повышенных платежей оптового энергорынка за мощность (потребители платят надбавку за мощность новых объектов). При этом за задержку ввода новых объектов инвестору грозят штрафы.

В январе «Системный оператор» (СО) подвел итоги первого конкурентного отбора мощности (КОМ) на Дальнем Востоке. В силу того, что для бывших территорий неценовой зоны действует переходный период, первый конкурентный отбор определял только объемы мощности, которые будут оплачиваться по ранее утвержденным ценам, а заявки на прошедшем КОМ объявлены ценовыми лишь формально. Заявки по Дальнему Востоку будут учитываться при формировании цен на мощность с 2029 г.

В течение переходного периода поставки мощности будут оплачиваться по ценам, которые были утверждены в рамках общерыночных КОМ на 2025-27 гг. Так, стоимость на 2025 г. для второй ценовой зоны оптового энергорынка (Сибирь), к которой отнесен Дальний Восток, определена на уровне 303,19 тыс. рублей за 1 МВт в месяц. В 2026 г. в данной ценовой зоне поставщики получат 299,35 тыс. рублей за 1 МВт в месяц. По результатам отбора на 2027 г. для второй ценовой зоны цена составит 504,07 тыс. рублей за 1 МВт в месяц.

Тематическое фото. источник: EastRussia

В проведенном отборе участвовали структуры «Интер РАО», «РусГидро», «Сибирской генерирующей компании» (СГК), «Газпром энергохолдинга», «Т Плюс» и «АЛРОСА». Заявки на индивидуальные объекты включают турбогенераторы Артёмовской ТЭЦ, Владивостокской ТЭЦ-2, газотурбинную теплоэлектроцентраль Восточной ТЭЦ (Владивосток) в Приморском крае. 22 поданных заявки приходятся на модернизируемые ТЭС, в том числе Владивостокскую ТЭЦ-2 (537 МВт), Приморскую ГРЭС (1467 МВт) в Приморье и Нерюнгринскую ГРЭС (570 МВт) в Якутии. Для второй ценовой зоны отобраны 9 ГВт мощности.

Не отобранные на КОМ проекты получили статус объектов вынужденной генерации – они признаны неэффективными, но необходимыми для тепло- или энергоснабжения ТЭС. Такие объекты получают повышенный тариф энергорынка. К ним на 2025-34 гг. отнесены активы «РусГидро» - четыре блока Якутской ГРЭС по 41 МВт, три блока Восточной ТЭЦ (Владивосток) по 46,5 МВт и два блока Совгаванской ТЭЦ по 63 МВт (Хабаровский край). Статус вынужденной генерации до 2034 г. присвоен также двум блокам Свободненской ТЭС по 80 МВт (ОГК-2, структура «Газпром энергохолдинга») в Амурской области.

Запуск рыночного ценообразования на электроэнергию в ДФО привел к росту цен. С 1 января 2025 г. увеличились расходы на электроэнергию промышленных потребителей Дальнего Востока. По итогам 29 дней января средняя оптовая цена на рынке на сутки вперед (РСВ^{^[1]}, сектор торговли реально выработанными киловатт-часами) на Дальнем Востоке составила 3,4 тыс. рублей за 1 МВт*ч. 24 января цены достигли пикового уровня 3,845 рублей за 1 МВт*ч. Такие значения цен опережают прогнозы «Совета рынка» (регулятор энергорынков), озвученные в декабре 2024 г. В частности, по расчетам регулятора, в 2025 г. цена РСВ (с учетом регулируемых договоров ГЭС) в ДФО должна была составить 1,945 рублей за 1 МВт*ч (увеличившись на 15,1% к тарифу 2024 г.), цена мощности на Дальнем Востоке в 2025 г. должна составить 1,128 тыс. рублей за 1 МВт*ч (рост на 13,9% к тарифу за 2024 г.). Напротив, в «Сообществе потребителей энергии» предупреждали о возможном более существенном росте цен после перехода к энергорынку в связи с дефицитом мощности и низким уровнем конкуренции.

В регионах Дальнего Востока продолжает действовать механизм снижения энерготарифов до общероссийского уровня^{^[2]} благодаря надбавке к цене на мощность для оптовых потребителей первой и второй ценовых зон. Объем нагрузки на потребителей российского оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в связи с дальневосточной надбавкой в текущем году составит 30,388 млрд рублей, что ниже показателя 2024 г. на 0,64 млрд рублей. Механизм должен действовать до 2028 г.

При этом глава Минвостокразвития А.Чекунков предлагает продлить до 2035 г. действие механизма выравнивания энерготарифов на Дальнем Востоке с сохранением объема нагрузки на рынок на текущем уровне – 30,4 млрд рублей в год. В целом объем необходимых для реализации механизма средств (до 2035 г.) составит 133 млрд рублей. 50% средств планируется направить на сохранение льготных тарифов для резидентов ТОР, СПВ, субъектов малого и среднего предпринимательства, а остальные 50% - на строительство и модернизацию генерации в изолированных энергосистемах и локальных энергорайонах. Предложение Минвостокразвития о продлении дальневосточной надбавки поддержал глава Якутии А.Николаев (является председателем комиссии Госсовета по направлению «Энергетика»). Против предложения выступил заместитель министра энергетики РФ Е.Грабчак.

Рост потребления и дефицит

На Дальнем Востоке растет энергопотребление – по данным Дальневосточной распределительной сетевой компании (АО «ДРСК»), по итогам 2024 г. оно достигло 26 млрд кВт*ч, увеличившись относительно 2023 г. на 768 млн кВт*ч (на 3,9%). Большой рост потребления электроэнергии зафиксирован в Приморском крае (на 298,6 млн кВт*ч или на 3%) и Амурской области (на 172 млн кВт*ч или 2,5%). В минувшем году АО «ДРСК» подключило 11,7 тыс. новых потребителей суммарной мощностью 413 МВт.

Ожидается, что в 2030 г. энергодефицит на Дальнем Востоке достигнет 1,197 ГВт. В правительстве обсуждаются пути решения проблемы энергодефицита. По оценкам «Системного оператора» (диспетчер энергосистем), для закрытия энергодефицита на Дальнем Востоке (бывшая неценовая зона) потребуется около 478 млрд рублей к 2030 г., а с учетом возведения новых мощностей в Байкальском регионе цифра может превысить 1 трлн рублей.

В целях устранения дефицита в Объединенной энергосистеме Востока (ОЭС Востока) правительство предлагает провести отдельные КОМ НГ для проектов ТЭС и для генерации на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ – ветрогенерация (ВЭС) и солнечная генерация (СЭС)). Минэнерго должно представить предложения по проведению отборов до 1 апреля 2025 г. ВИЭ-генерацию предлагается создавать в Хабаровском крае, Амурской области и Еврейской АО.

На сегодняшний день для объектов ВИЭ действует программа поддержки зеленой генерации, предполагающая повышенные платежи энергорынка по договорам поставки мощности (ДПМ) в течение 15 лет. Действующая программа поддержки ВИЭ-генерации рассчитана до 2035 г. По оценкам экспертов отрасли, расчеты удельной дисконтированной стоимости производства электрической энергии (LCOE) для ВИЭ-генерации на Дальнем Востоке составляют около 5,9 рублей за кВт*ч для ВЭС, 6,9 рублей за кВт*ч – для СЭС.

В «Системном операторе» полагают необходимым строительство новой ТЭС в Якутске на 233 МВт (капитальные затраты – 54,5 млрд рублей), расширение Хабаровской ТЭЦ-3 (720 МВт) «РусГидро» и Приморской ГРЭС (1,5 ГВт) «Сибирской генерирующей компании» (СГК, СУЭК). Совокупно эти проекты оцениваются в 180,5 млрд рублей. ООО «Газпром энергохолдинг» строит (с лета 2024 г.) Южно-Якутскую ТЭС мощностью 330 МВт (первый этап – 220 МВт) в районе поселка Чульман (Нерюнгринский район).

В сфере возобновляемой энергетики строительство новых солнечных и ветряных электростанций в Хабаровском крае и Еврейской АО на 1,7 ГВт оценивается «Системным оператором» в 194,3 млрд рублей. Строительство ЛЭП 500 кВ «Хабаровская – Комсомольская» (протяженностью 365 км) может составить 48,7 млрд рублей.

Тематическое изображение от xb100 на Freepik

Рассматривается также возможность размещения мобильных газовых турбин в Хабаровском и Приморском краях, но для этого предстоит проработать вопрос их обеспечения топливом. При этом в «Системном операторе» не исключают, что растущий дефицит электроэнергии уже в 2026 г. может потребовать импорта электроэнергии из КНР. Напомним, что ранее Россия, напротив, экспортировала электроэнергию в Китай с Дальнего Востока, но в 2024 г. на фоне растущего дефицита в ОЭС Дальнего Востока экспорт упал до минимума – по итогам года он составил 0,9 млрд кВт*ч, что на 70% меньше, чем в 2023 г. Для сравнения в 2010-20 гг. среднегодовой объем экспорта электроэнергии в КНР составлял 3 млрд кВт*ч.

У «Интер РАО» (оператор экспорта и импорта электроэнергии в России) с Китаем заключен долгосрочный договор, однако в текущих условиях российская сторона уже не может выполнять его в полном объеме. Поставки электроэнергии с Дальнего Востока осуществлялись в провинцию Хэйлунцзян по трем ЛЭП (Амурская область) – на 500 кВ, 110 кВ и 220 кВ^{^[3]}. В 2022 г. они достигли рекордно высоких объемов (4,7 млрд кВт*ч), в 2023 г. снизились до 3,1 млрд кВт*ч.

На сегодняшний день Дальний Восток отличается самой значительной динамикой роста спроса на электроэнергию. Так, за десять лет спрос на электроэнергию в макрорегионе вырос более чем на 37%, тогда как в среднем по России рост за данный период составил только 11%. На дефицит мощности помимо роста спроса влияет высокая степень износа действующих генерирующих активов ДФО. В связи с этим в ближайшие годы изменения ситуации с экспортом в КНР не ожидается.

Новая генерация и модернизация существующих мощностей

В январе была утверждена Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 г. Данный документ подтверждает намерения федеральных властей инвестировать в строительство двух атомных электростанций, двух атомных станций малой мощности и плавучей атомной станции на Дальнем Востоке – в Приморском и Хабаровском краях, Якутии и Чукотском АО. Минэнерго также намерено представить предложения по уточнению программы с разделением ее на сроки до 2030 г., 2036 г. и 2042 г.

Генеральной схемой официально утверждено начало строительства с 2033 г. Приморской АЭС мощностью 2 ГВт в Фокино и возведение с 2041 г. Хабаровской АЭС с двумя блоками на 1,2 ГВт в селе Эворон Солнечного района Хабаровского края. В 2028 г. планируется начать работы над малой плавучей атомной электростанцией (МПЭБ) в Певеке Чукотского АО, а с 2030 г. в Иультинском районе Чукотского АО предполагается начать строительство атомных станций малой мощности (АСММ). С 2031 г. должно начаться строительство новых АСММ в Якутии (в Томпонском районе у месторождения Агылкинское и в Верхоянском районе у поселка Батагай). К этому времени уже должны быть запущены два блока АСММ в поселке Усть-Куйга Усть-Янского района, которые будут снабжать электроэнергией месторождение золота Кючус («Селигдар»). Для малых объектов атомной генерации потребуется предварительное заключение с потребителями соглашений о потреблении электроэнергии с фиксацией объемов и стоимости электрической энергии.

Также генеральная схема предполагает появление в 2032-37 гг. на Дальнем Востоке новых гидроэлектростанций – в Бурятии (Муйский район, ГЭС на реке Витим), Амурской области (г. Свободный, Нижне-Зейская ГЭС на реке Зея), Приморском крае (Надеждинский район, ГЭС в устье реки Раздольная), Хабаровском крае (ГЭС в Верхнебуреинском районе) и Якутии (Алданский и Нерюнгринский районы, ГЭС на реке Тимптон). Их строительство планируется начать после 2030 г.

Зейская ГЭС. фото: EastRussia

Вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев в конце января в ходе совещания по энергетике в Дальневосточном ФО сообщил о планах проанализировать дальневосточные инвестиционные проекты на ближайшие шесть лет в целях уточнения прогноза спроса на электроэнергию. При этом он заявил о необходимости работать над формированием в ДФО профицита электроэнергии в расчете на увеличение количества инвестиционных проектов. Профицит электроэнергии Ю.Трутнев в дальнейшем предложил резервировать под майнинг криптовалюты (со схожим предложением по использованию таких мощностей выступали и в холдинге «Россети»^{^[4]}), во избежание затрат на содержание резерва. Тем не менее для формирования резервных мощностей в макрорегионе предстоит провести значительную работу, предполагающую существенное расширение мощностей.

Известно также, что ВЭБ.РФ выделит до 79 млрд рублей на расширение Партизанской ГРЭС («РусГидро») в Приморском крае. Расширение станции предусматривает строительство двух энергоблоков общей установленной мощностью 280 МВт (действующая мощность ГРЭС составляет 199,7 МВт). В рамках модернизации Партизанской ГРЭС весной прошлого года начались поставки основного генерирующего оборудования, к настоящему времени построены и введены в эксплуатацию ремонтная мастерская, локомотивное депо, насосная станция и складские помещения службы обеспечения производства. Новые энергоблоки предполагается ввести в эксплуатацию в 2026 г.

Также с помощью механизма «Фабрики проектного финансирования» ВЭБ.РФ будет финансировать еще пять дальневосточных проектов «РусГидро» – строительство второй очереди Нерюнгринской ГРЭС, строительство второй очереди Якутской ГРЭС-2 в Якутии, реконструкцию Владивостокской ТЭЦ-2, строительство Артёмовской ТЭЦ-2 в Приморье, строительство Хабаровской ТЭЦ-4 в Хабаровском крае. Суммарный объем инвестиций с использованием «Фабрики проектного финансирования» составит 650 млрд рублей. Общая электрическая мощность новых и модернизированных энергообъектов должна достигнуть 2,1 ГВт, а тепловая мощность – превысить 2 500 Гкал/ч.

В октябре 2024 г. границы ТОР «Якутия» были расширены на территориях Ленского и Мирнинского районов для реализации проекта по строительству Новоленской ТЭС («Интер РАО») мощностью 550 МВт и магистрального газопровода протяженностью 231 км от Среднеботуобинского месторождения («АЛРОСА-Газ») для снабжения станции топливом. Строительство ТЭС и газопровода предполагается завершить в 2029 г. Объем инвестиций оценивается в 257 млрд рублей. На ТЭС предполагается установить три паросиловых энергоблока мощностью до 185 МВт каждый.

На Приморской ГРЭС (СГК, СУЭК) завершилась модернизация энергоблока №5 мощностью 210 МВт, благодаря чему в феврале станция вышла на исторический максимум нагрузки. На 2025 г. запланирована модернизация энергоблоков №3 и №7 (на 306 МВт суммарно). Всего станция включает девять энергоблоков – уже модернизированы блоки №1, №8 и №9.

Проблема энергодефицита серьезно затрагивает и Байкальский регион. По поручению правительства «Системный оператор» должен до 1 мая 2025 г. проанализировать необходимость строительства новой генерации в юго-восточной части ОЭС Сибири через механизм КОМ НГ. Диспетчер энергосистемы оценивает энергодефицит в данном макрорегионе в 2,88 ГВт к 2030 г. Предварительно предлагается проработать возможность строительства линии постоянного тока на 1,5 ГВт в центральной части ОЭС Сибири, а также 1,234 ГВт генерации в южной части Бурятии и в Забайкальском крае. Для реализации данных проектов, по предварительным расчетам, может потребоваться 588 млрд рублей.

Ограничения по майнингу

Спорным вопросом стало распространение в Байкальском регионе, в первую очередь в Иркутской области, майнинга криптовалюты, чему ранее способствовали более низкие цены на электроэнергию. В Объединенной энергосистеме Сибири на Иркутскую область приходится более 50% потребления электроэнергии майнерами (как легальными, так и «серыми»)^{^[5]}. Власти региона заявляли, что майнинг увеличивает нагрузку на энергосистему, способствует росту энергодефицита, приводит к росту числа аварий в зимний период. В том числе губернатор области И.Кобзев высказывался за полный запрет майнинга на территории Приангарья. В ноябре 2024 г. «Иркутская электросетевая компания» (АО «ИЭСК») уведомляла о невозможности технологического присоединения новых объектов к сетям (образовалось более 9 тыс. просроченных договоров техприсоединения физических лиц, проживающих в южных районах области).

Против введения ограничений выступали в Ассоциации промышленного майнинга (директор – С.Безделов), где полагали, что запрет на деятельность центров, имеющих разрешения на подключение к электрическим сетям, грозит ростом активности нелегального майнинга, использующего бытовые сети и низкий тариф на электроэнергию и размещающего оборудование в жилом секторе.

В итоге в декабре 2024 г. постановлением правительства РФ был введен частичный запрет на осуществление майнинга криптовалюты в Иркутской области, Бурятии и Забайкальском крае с 2025 г. по 2031 г. Запрет является сезонным – он будет действовать с 15 ноября по 15 марта каждого года (в период зимних пиковых нагрузок).

Также он распространяется на отдельные территории. Так, в Иркутской области в данный период майнинг будет запрещен на территориях 29 муниципальных образований, расположенных в южной и центральной частях региона, они включают города Иркутск, Ангарск, Саянск, Тулун, Усолье-Сибирское, Черемхово, Свирск, Зима, Аларский, Балаганский, Баяндаевский, Боханский, Заларинский, Зиминский, Куйтунский, Нукутский, Ольхонский, Осинский, Слюдянский, Тулунский, Усольский, Шелеховский, Эхирит-Булагатский, Жигаловский, Качугский, Нижнеудинский, Иркутский, Черемховский, Усть-Удинский районы. В Бурятии ограничения распространены на 19 районов^{^[6]} и городской округ Улан-Удэ, а в Забайкальском крае на 31 муниципалитет^{^[7]}, включая городской округ Чита, поселок Агинское и ЗАТО Горный.

Центр обработки данных. фото: пресс-служба правительства республики Бурятия

Ограничения не коснулись северных районов Иркутской области, Бурятии и Забайкальского края. Стоит отметить, что в Иркутской области основная доля легального майнинга действует в северной части региона – в Братском районе находится крупнейший в стране дата-центр BitRiver (группа BitRiver, связана с О.Дерипаской). Между тем в Бурятии ранее только одна компания сообщала о намерениях вести майнинг легально – в Мухоршибирском районе началось строительство центра обработки данных «Битривер-Б» (группа BitRiver) проектной мощностью 100 МВт. После включения района в число территорий, где майнинг будет временно ограничен, инвесторы не сообщали о дальнейших планах.

Локальная генерация

Что касается развития локальной генерации, то осенью минувшего года правительство РФ согласовало дорожную карту модернизации локальной генерации в Дальневосточном ФО «РусГидро» до 2030 г. Всего в округе предстоит заменить 270 объектов дизельной генерации (дизельных электростанций), расположенных в удаленных и изолированных районах. Их общая мощность оценивается в 477 МВт. Стоимость работ должна составить 75,8 млрд рублей.

Первый этап в 2024-26 гг. включает модернизацию 80 дизельных электростанций в Якутии (73 населенных пункта) и Камчатском крае (семь населенных пунктов). В Якутии для замены ДЭС планируется создать гибридные электростанции с дизельной и солнечной генерацией. Такие станции строятся с 2021 г., они запущены в селах Улахан-Кюель (Табалах), Тополиное, Саныяхтах, Урицкое, Дабан. На Камчатке в 2024 г. был запущен автономный энергокомплекс в селе Долиновка.

Также в Якутии ООО «Якутская генерирующая компания» («АЛРОСА») планирует к 2027 г. построить газопоршневую электростанцию мощностью 32 МВт в Вилюйске. Пока энергоснабжение поселений Вилюйской группы улусов (Сунтарский, Нюрбинский, Вилюйский, Верхневилюйский) осуществляется за счет удаленных гидроэлектростанций Западного энергорайона Якутии, но в случаях аварийных отключений жилые дома обеспечиваются электроэнергией от местных электростанций, работающих на дизельном топливе.

Тем временем продолжается создание энергетической инфраструктуры для проектов горнодобывающих компаний. «Полиметалл» в январе текущего года завершил осуществляемое с июля 2023 г. строительство линии электропередачи протяженностью 89 км от месторождения Дукат до месторождения Лунное в Магаданской области (Омсукчанский муниципальный округ). Благодаря этому электроэнергией были обеспечены фабрика, рудник, жилой и административно-бытовой комплексы Лунного месторождения.

«Россети» в октябре 2024 г. завершили подготовку инфраструктуры для технологического присоединения золоторудного месторождения Хвойное^{^[8]} ПАО «Селигдар» в Якутии (Алданский район). Были выполнены работы по реконструкции подстанции 220 кВ «Томмот» (общая трансформаторная мощность – 158 МВА). Объект находится в составе 750-километрового энерготранзита 220 кВ «Нерюнгринская ГРЭС – Нижний Куранах – Томмот – Майя».

Также «Россети» намерены расширить подстанцию 220 кВ «Быстринская» и построить 115 км линий электропередачи для присоединения к сети Култуминского горно-обогатительного комбината (ООО «Култуминское», Highland Gold) в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский район). Общая стоимость работ оценивается в 10,7 млрд рублей.

[1] РСВ (рынок на сутки вперед) – конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час наступающих суток. На РСВ цена зависит от часа суток, дня недели и периода года.

[2] Компенсирует разницу между экономически обоснованным уровнем и базовым.

[3] В 2023 г. из-за роста энергодефицита в ДФО были прекращены экспортные поставки по ЛЭП на 500 кВ, они не возобновлены до сих пор.

[4] Дальневосточные регионы не фигурируют в числе субъектов, где избыточные мощности могут быть использованы для майнинга. В «Системном операторе» в числе таких регионов называют Тюменскую область, Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий АО, Республику Коми.

[5] По оценкам областного министерства ЖКХ, майнингом в Иркутской области занято более 1 000 МВт, из этого количества только 130 МВт приходится на бытовой майнинг, остальное составляет промышленный майнинг.

[6] Баргузинский, Баунтовский, Бичурский, Еравнинский, Закаменский, Иволгинский, Кабанский, Кижингинский, Курумканский, Кяхтинский, Мухоршибирский, Окинский, Селенгинский, Хоринский, Джидинский, Заиграевский, Прибайкальский, Тарбагатайский, Тункинский районы.

[7] Агинский, Борзинский, Дульдургинский, Карымский, Красночикойский, Кыринский, Могойтуйский, Нерчинский, Оловяннинский, Сретенский, Хилокский, Чернышевский, Читинский, Шилкинский районы, Акшинский, Александрово-Заводский, Балейский, Газимуро-Заводский, Забайкальский, Калганский, Краснокаменский, Могочинский, Нерчинско-Заводский, Ононский, Петровск-Забайкальский, Приаргунский, Улётовский, Шелопугинский муниципальные округа.

[8] На Хвойном «Селигдар» ведет строительство золотоизвлекательной фабрики мощностью 3 млн тонн руды и 2,5 тонны золота в год.

Читать полностью

Экономика

С майнингом намаешься 28.01.2025 00:30

С января вводится сезонный запрет на майнинг в южных районах Иркутской области, Бурятии и Забайкальского края. Предполагается, что в условиях дефицита генерирующих мощностей и сетевого хозяйства такое ограничение в период низких температур позволит существенно снизить нагрузку на сети и повысить качество снабжения жителей электроэнергией. Не исключено, что список регионов, где будут приняты подобные меры, расширят. Правда, у некоторых территорий может возникнуть дилемма, опасаться резкого всплеска потребления или иметь недозагрузку электросетей.

Крипта в законе

Закон о развитии майнинга, принятый в прошлом году, вывел добычу криптовалюты в правовое поле. С 1 ноября 2024 года им легально могут заниматься российские юрлица и индивидуальные предприниматели при условии включения в специальный реестр Федеральной налоговой службы. Для физических лиц реестра нет, но для них предусмотрены лимиты потребления электроэнергии.

По оценкам Ассоциации промышленного майнинга (АМП), на данный момент объем промышленного майнинга в России составляет около 1,5-1,7 ГВт и занимает 65% общего рынка в стране. Еще 35% рынка приходится на частных лиц.

Принятый закон придал майнингу официальный статус. Как следствие, отмечают в АМП, повысилось доверие к этому бизнесу, активизировались российские и иностранные заказчики.

«Мы очень рады, что хоть какое-то законодательство появилось, чтобы люди не боялись покупать нашу продукцию, чтобы понимали, что это действительно не серая зона уже, что государство двигается в эту сторону», – говорит Булат Данилов, директор по развитию в регионах Сибири и Дальнего Востока компании ООО «Золотое Сечение-А» (зарегистрирована в Бурятии), которая является производителем инновационных криптокотлов под торговой маркой «iBiXA».

Данил Булатов. фото: EastRussia

Криптокотел — устройство, которое майнит криптовалюту и обогревает помещение: тепло, выделяемое чипами, нагревает воду или специальную жидкость, которую насос по трубам разносит по системе отопления. Компания серийно выпускает криптокотлы «iBiXa» мощностью до 10,5 кВт — такая установка может обогреть дом площадью до 150 кв. м. Также компания выполняет индивидуальные заказы для отопления помещений от 150 кв.м. Отличительная особенность котлов — собственное производство литых надежных водоблоков (теплообменников), простота монтажа, наличие гарантий и сертификатов соответствия.

Однако с инициативой ограничить майнинг выступили власти некоторых регионов, прежде всего Иркутской области. Считается, что Приангарье наиболее благоприятная площадка для извлечения прибыли из этого вида деятельности, поскольку в регионе сравнительно дешевая электроэнергия, которую вырабатывают местные ГЭС. Между тем в условиях пикового потребления майнинговые нагрузки могут привести к аварийным ситуациям и низкому качеству энергообеспечения, заявлял губернатор Иркутской области Игорь Кобзев.

«Майнинг – основной фактор, способствующий возникновению энергодефицита в регионе. Он значительно увеличивает потребление электроэнергии и приводит к перегрузке энергосетей и частым отключениям электричества. Нестабильность энергообеспечения особенно критична для осенне-зимнего периода, поскольку в регионе активно используется электроотопление», – пояснил губернатор.

Роль Приангарья в сфере высокопроизводительных энергоемких вычислений стала расти после того, как Китай полностью запретил у себя майнинг, рассказал генеральный директор филиала Системного оператора «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы (ОДУ) Сибири» Алексей Хлебов.

Пульт регионального диспетчерского управления энергосистемой. фото: EastRussia

По его словам, из Поднебесной самолетами доставлялось в Иркутск оборудование для производства цифровых ресурсов, которое зачастую устанавливалось недалеко от областного центра. Бурными темпами росло потребление как у тех, кто законным путем осуществил техприсоединение к электросетям, так и у тех, кто майнит криптовалюту полуподпольными способами.

О дефиците электрогенерации заговорили не только в Иркутской области, где наиболее проблемным оказался Иркутско-Черемховский энергорайон, но и в Бурятии (переток электричества, как правило, происходил со стороны Приангарья).

Республиканские власти в определенной мере разделяют позицию соседей: если майнинг будет негативно влиять на жизнедеятельность региона, он должен быть ограничен, а в некоторых случаях отключен.

«Сколько [в республике] серых майнеров, не могу сказать, но предполагаю, что есть. Думаю, если говорить о цифрах от 1 мегаватта в час, с десяток точно», – рассуждает Булат Данилов.

Потребляемая майнингом мощность по ОДУ Сибири оценивается порядка 980 МВт, что можно сравнить с потреблением такого промышленного гиганта, как Красноярский алюминиевый завод, отметил Алексей Хлебов.

Исключения из правил

В январе 2025 года вступило в силу распоряжение правительства РФ о вводе ограничений на майнинг. Запретительные меры затронули, в частности, регионы Северного Кавказа. Кроме того, на шесть лет в период пикового потребления электроэнергии (с 15 ноября по 15 марта) запрещается майнинг в южных районах Иркутской области, Бурятии и Забайкальского края (в краевом министерстве ЖКХ сообщили EastRussia, что компаний, осуществляющих соответствующую деятельность в Забайкалье не зарегистрировано).

«Запрет носит сезонный характер. Почему до 2031 года? Это период, когда мы ожидаем, что выполним все мероприятия: строительство линии постоянного тока в Иркутской энергосистеме, строительство технологически необходимой генерации. Это тот конкурс, который отыгран на 1,3 ГВт. С учетом запрета майнинга, параметры пока определяются, но это точно будет 1,5-2 ГВт дополнительных мощностей», – сказал Алексей Хлебов.

«Серых» майнеров можно вычислить по энергопотреблению. фото: piqsels.com

Сейчас возникает множество вопросов, как будет происходить регуляторика всего процесса в сезонный период. С одной стороны, майнеров определить не сложно, говорит Булат Данилов. «Практически у любого производства высокое потребление. Но завод, как правило, не работает 24 на 7, у него есть определенные циклы потребления. Допустим, пик достигается днем. А здесь порог потребления всегда очень высокий. Вот на максимальном уровне очень легко вычислить майнеров», – пояснил он.

Однако нужно еще доказать, что энергоемкое оборудование работает на добычу криптовалюты, а не, к примеру, на решение задач искусственного интеллекта, обращает внимание председатель комитета Госдумы по энергетике, бывший глава Минэнерго РФ Николай Шульгинов. По его мнению, проблему введенный запрет не решит, поскольку нет инструментария, как вылавливать нарушителя, что делать с этим оборудованием.

Возникают вопросы межведомственного характера. Майнеры, продолжает депутат, должны подавать заявление в ФНС, в котором указываются необходимые показатели потребления, однако энергетики не имеют сведений от налоговой службы, чтобы можно было эффективно мониторить ситуацию с нагрузками в сети.

Впрочем, возможно за эту зиму будет накоплена какая-либо правоприменительная практика, резюмировал Николай Шульгинов.

Майнить или нет – вот в чем вопрос

Список регионов, где вводятся ограничения на майнинговую деятельность, может быть расширен. Такую возможность не исключил зампред правительства России Александр Новак.

«Понимаем, почему губернаторы против. Майнинг, заполняя своего рода пустоты, зачастую не дает присоединять тех потребителей, которые [в перспективе] будут играть роль для развития производительных сил того или иного региона», – объясняет Алексей Хлебов.

Однако, что делать, если представители промышленного майнинга (речь идет не только о криптовалюте, но и о предоставление других, к примеру облачных услуг) хотят полноценно работать в регионе, активно создавая собственную инфраструктуру. К примеру, в Бурятии «Битривер-Б» (входит в группу компаний BitRiver), оператор майнингового дата-центра и импортер специализированного оборудования в Россию, реализует проект стоимостью свыше 1 млрд руб. Как резидент ТОР «Бурятия» инвестор построит ЦОД общей мощностью 100 МВт. Вычислительное оборудование разместится в десяти зданиях в селе Мухоршибирь.

В BitRiver сообщили EastRussia, что проект находится на завершающей стадии, но от подробных комментариев воздержались. В то же время в правительстве Бурятии ожидают от запуска ЦОДа определенный экономический эффект.

Крупные майнинг-центры могут стать катализатором модернизации энергосистемы региона. фото: piqsels.com

По словам губернатора Алексея Цыденова, ограничения майнинга важны в увязке двух решений. Когда встает вопрос о размещении новых производств, инвесторам необходимо получить техприсоединение к электрическим сетям, но техническое условие может быть финансово неподъемным. Например, предлагается построить ВЛ 500 кВ Тулун – Ключи в Иркутской области, чтобы передавать электроэнергию в районы Бурятии.

«Если запрет майнинга снимет с нас обязательство по строительству той линии Тулун – Ключи. То есть… не будут с нас требовать строительство новых линий в Иркутской области, тогда, безусловно, мы за, и никаких вопросов. Если майнинг запрещают, но и ограничений [по техприсоединению] не снимут, то нам зачем это? Что мы от этого выигрываем?», – подчеркивает глава Бурятии.

Почему в Иркутске тариф ниже, чем в городах республики, задается вопросом губернатор и отвечает: в столице Приангарья большое количество энергопотребителей, поэтому удельная стоимость киловатта, сетевая составляющая низкая. В Бурятии потребителей мало, и удельная составляющая стоимости высокая. Так что чем больше их будет, тем региону выгоднее. И если майнер будет много потреблять, это не так уж плохо.

Читать полностью

Экономика

Управляя энергией — как ОДУ Востока добивается баланса в энергосистеме 28.12.2024 09:00

— Как прошёл год для ОДУ Востока, какие события вы бы назвали знаковыми для вашей организации и всей отрасли?

— Этот год выдался насыщенным на значимые события. Одним из ключевых стало начало выполнения Системным оператором функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных энергосистемах (ТИТЭС) Сахалинской и Магаданской областей, Камчатского края и Чукотского автономного округа силами Тихоокеанского РДУ — Филиала Системного оператора. На сегодняшний день операционная зона ОДУ Востока охватывает территории 9 субъектов Российской Федерации. До этого оперативно-диспетчерское управление в ТИТЭС осуществлялось региональными диспетчерскими управлениями (РДУ), работающими в составе подконтрольных ПАО «РусГидро» обществ: Камчатскэнерго, Магаданэнерго, Чукотэнерго и Сахалинэнерго.

Многое уже сделано за этот год в ТИТЭС. Большие планы на перспективу. Это и параметрирование устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, изменение структуры оперативно-технологического управления в ТИТЭС, применение существующих подходов в Системном операторе при управлении режимами работы в энергосистемах. Впервые планы по перспективному развитию этих региональных энергосистем включены в документ, определяющий среднесрочное развитие электроэнергетики всей страны – Схему и программу развития электроэнергетических систем России (далее - СиПР ЭЭС России) на 2025 – 2030 годы, который с прошлого года разрабатывается Системным оператором.

В 2024 году Системный оператор начал выполнять функции оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных энергосистемах Сахалинской и Магаданской областей, Камчатского края и Чукотки. фото: EastRussia

Среди основных, значимых событий, к которым мы шли на протяжении этого года – ввод в эксплуатацию, переключательного пункта 500 кВ Агорта и подстанции 500 кВ Даурия, а также линии электропередачи ВЛ 500 кВ Агорта – Даурия. Эти энергообъекты обеспечивают новые возможности для расширения Восточного полигона железных дорог и присоединения новых потребителей в Амурской области и Якутии. Кроме того, в этом году нами обеспечен ввод подстанций 500 кВ Таежная и 220 кВ Малмыж для обеспечения энергоснабжения объектов Малмыжского месторождения – крупнейшего месторождения меди в Российской Федерации.

Мы продолжаем повышать надежность управления режимами работы Объединённой энергосистемы Востока, внедряем цифровые технологии и расширяем допустимые значения перетоков активной мощности в контролируемых сечениях. В частности, в этом году нашими специалистами организован ввод дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА ПП 500 кВ Химкомбинат, ПС 500 кВ Владивосток, ПП 500 кВ Агорта, ПП 500 кВ Нерген, ПС 500 кВ Даурия, ПС 220 кВ в Якутии - Нюя и Чаянда. После проведения успешных комплексных испытаний приступили к выполнению функций дистанционного управления оборудованием КРУЭ-220 кВ Светлинской ГЭС, расположенной в Западном районе Якутии. Внедрены системы мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ) в 15 контролируемых сечениях. Обеспечена возможность работы АРПМ ПС 220 кВ Магдагачи, АРПМ ПС 220 кВ Призейская по адаптивной уставке СМЗУ, обеспечено внедрение ЦС АРЧМ нового поколения. На ПС 500 кВ Комсомольская введена в работу локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ).

— Как вы справляетесь с изношенностью сетей и объектов генерации?

— В настоящий момент пять региональных энергосистем в операционной зоне ОДУ Востока отнесены к регионам с высокими рисками нарушения электроснабжения. Это говорит о том, что объединённая энергосистема Востока работает фактически на пределе своей пропускной способности и возможности покрывать спрос на мощность. Генерирующее оборудование сильно изношено, работает далеко за пределами назначенных сроков эксплуатации.

Мы уделяем особое внимание ремонтам, модернизации и привлечению капитальных вложений. Электросетевой комплекс в зоне ответственности ОДУ Востока очень протяженный, что предъявляет дополнительные требования к управлению режимом и надежности работы энергосистемы.

— Как это проявляется в каждодневной работе? Постоянно ли возникают критические ситуации?

— Да, это проявляется в повышенном количестве аварийных событий, которые приводят к отключению отдельных элементов сети. При этом мы работаем в «вынужденном режиме», чтобы обеспечить электроснабжение. В таких условиях приходится использовать максимальную пропускную способность сети, избегая введения графиков ограничения потребления.

— Как долго вы сможете поддерживать такую работу?

— Мы не просто поддерживаем — мы работаем в этом режиме, чтобы потребители не ощущали сложностей. Это возможно благодаря высокой квалификации нашей команды и профессионализму всех сотрудников.

Диспетчерский пульт РДУ/ фото: EastRussia

— В Приморском крае в августе 2024 года произошла крупная авария. Как с ней справлялись?

— Это была классическая системная авария, вызванная наложением ряда аварийных событий. Произошло отключение систем шин 500 кВ на Приморской ГРЭС, отключение линий электропередачи 220 кВ в сторону юга Приморья. В результате произошло выделение энергосистемы Приморского края на изолированную работу от объединенной энергосистемы Востока.

Комиссией Ростехнадзора с нашим участием проведено расследование, выявлены причины и уже реализовано большинство мероприятий для предотвращения подобных ситуаций в будущем. Некоторые мероприятия требуют финансовых вложений и времени, но они уже включены в перечень мероприятий Минэнерго по снижению рисков нарушения электроснабжения в регионах с высокими рисками нарушения электроснабжения.

— Какие действия предпринимали диспетчеры в той ситуации?

— Они действовали в соответствии с инструкциями и профессиональными компетенциями: определили точки деления сети, регулировали частоту и приводили параметры электроэнергетического режима в область допустимых значений в выделившейся на изолированную работу от объединенной энергосистемы Востока энергосистеме Приморского края, восстанавливали электроснабжение отключенных потребителей.

— Это делали люди или автоматика?

— Это работа человека — диспетчера Системного оператора.

— А когда эту задачу сможет выполнять искусственный интеллект?

— Этот вопрос пока гипотетический. Главную роль здесь играют многозадачность и компетенции, которые нарабатываются годами. Искусственный интеллект пока не способен заменить людей в подобных ситуациях.

— На Восточном экономическом форуме в этом году было акцентировано внимание на дефиците электрической энергии и мощности в ДФО. Что Вы можете рассказать о динамике этого процесса — эта нехватка нарастает, или может есть какое-то равновесное состояние? Сказывается ли дефицит на режиме работы ОЭС Востока?

— На текущий момент дефицит электрической энергии у нас создается в силу того, что мы работаем изолированно от единой энергосистемы России. Кроме того, нехватка мощности вызвана высокой аварийностью на генерирующих объектах. То есть у нас практически каждый день в году наблюдается дисбаланс между заявленным составом генерирующего оборудования на тепловых электрических станциях и фактически находящихся в работе генераторах. Эти небалансы мы компенсируем за счет гидроэлектростанций. Они, конечно же, имеют определенные параметры работы гидроузлов, и мы, с учетом сохранения и соблюдения этих требований, обеспечиваем баланс повышенными расходами на Зейской и Бурейской ГЭС. То есть мы ликвидируем этот дефицит покрывая за счет гидроэлектростанций.

—То есть из Амурской области, где у нас сконцентрированы ГЭС, вы оттуда организуете перетоки в те регионы, скажем, в Приморский край, где находятся мощные потребители электроэнергии?

— Да, по магистральным электрическим связям осуществляются значительные перетоки активной мощности из избыточных районов в районы с повышенным спросом. У нас энергосистема потому и называется объединенной, поскольку она объединена связями, общностью режима и порядком управления.

— Раз уж затронули тему объединения — каковы перспективы по связыванию ОЭС Востока с большой системой?

— В планах обеспечить связь ОЭС Сибири и ОЭС Востока на начальном этапе по ЛЭП 220 кВ переменного тока. Это должно произойти в перспективе до 2030-го года. Сейчас создается необходимая инфраструктура: в частности, это сооружение переключательного пункта ПП 500 кВ Агорта и подстанции ПС 500 кВ Даурия. Они будут в этой электропередаче (связи) участвовать. В последующий период в соответствии с проектом Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года запланировано строительство двухполюсной передачи постоянного тока, кардинально усиливающей связи ОЭС Сибири и ОЭС Востока, которая будет обеспечивать передачу мощности до 1000 МВт.

ПП 500кВ Агорта. фото: пресс-служба ОДУ Востока.jpg

— Можно подробнее о преимуществах линий постоянного тока? В чем целесообразность их строительства?

— Целесообразность их строительства в том, что они позволяют компенсировать большие небалансы, возникающие в энергосистеме. Эти небалансы мы рассчитываем, как наибольший энергоблок, который мы можем потерять. Например, в Приморье предусматривается сооружение АЭС с двумя блоками по 1000 МВт, и мы должны быть всегда готовы к тому, что один блок будет выведен из работы в ремонт, и вот эти небалансы будем ликвидировать за счет, в том числе создания передачи постоянного тока.

— А каким образом это помогает?

—Например отключился один блок в 1000 МВт, и эти 1000 МВт надо где-то взять. Можно частично компенсировать за счет первичного резерва, который у нас размещен на станциях и вторичного резерва мощности, но есть ограничения в первичном резерве, а вторичный резерв требует разворота по времени. У нас энергосистема живет в режиме реального времени.

— И почему именно линии постоянного тока в этой ситуации предпочтительнее?

— Передаваемая мощность по ЛЭП постоянного тока гарантированно больше. Мы считали, что при строительстве линии 500 кВ переменного тока до ОЭС Сибири создается возможность передачи обменной мощности в 500 МВт, не больше. Связано это с пределом по пропускной способности электрической сети по статической устойчивости. Создавая линии постоянного тока, мы можем набором элементов сети добиться технического эффекта увеличения обменной мощности в 2000 МВт. И если возникнет небаланс, вызванный отключением блока АЭС 1000 МВт, он будет здесь и сейчас компенсирован путем приема этих 1000 МВт из ОЭС Сибири, говоря простым языком.

Пока эти решения находится на стадии оценки, но экспертно могу сказать, что 1000 МВт нам точно нужно будет для создания обменной мощности. И это реально, и это технически возможно только при сооружении линии постоянного тока.

— Ожидается, что в следующем году в ДФО заработает оптовый рынок электроэнергии. Как это скажется на работе ОДУ Востока?

— Мы уже эту технологию тестируем, заработает она с первого января 2025-го, а ожидания позитивные, потому что оптовый рынок – это определенные правила игры, которые предполагают конкуренцию и ответственность субъекта электроэнергетики за заявленную мощность, которую он поставляет на оптовый рынок.

На практике это значит, что в первую очередь загружается самая дешевая генерация. Покупатели и продавцы электроэнергии подают ценовые заявки, проводится аукцион ценовых заявок, по ценам и по режимам формируется диспетчерский график. В соответствии с поданными ценовыми заявками происходит распределение конкретного мегаватта на конкретные единицы генерирующего оборудования конкретного субъекта, участвующего в оптовом рынке. Складывается определенная равновесная цена и потребитель с учетом цены, с учетом тех ограничений, которые есть по перетокам, накладываемых системным оператором, получает конечную цену на оптовом рынке. Она каждый день разная.

— Каждый день цена разная?

— Она каждый час разная, потому что на каждый час у нас формируется диспетчерский график, а при выбытии генерации будет происходить оптимизация состава генерирующего оборудования, и цена фактически будет меняться каждый час. Необходимо отметить, что цены покупки энергоресурсов для населения останутся регулируемыми.

В целом оптовый рынок позволяет финансово оптимизировать работу энергосистемы, сделать электрическую энергию более дешевой, более доступной для потребителя и с большей ответственностью подойти к поставке мощности на рынок. Плюс этот механизм создает возможность проведения конкурсных процедур по отбору нового генерирующего оборудования к строительству.

Это рыночный механизм, мы его все ждем. Он создает возможность на рыночных условиях построить генерацию, так необходимую нам в ОЭС Востока.

— Какие еще ожидания Вы связываете с 2025 годом? Какие события могут стать определяющими для работы ОДУ Востока?

— Мы будем работать над повышением надежности, гибкости, ремонтопригодности электрической сети. Это касается и Объединенной энергосистемы Востока, и технологически изолированных территориальных энергосистем (ТИТЭС). Мы будем совершенствовать свою работу в части настройки устройств релейной защиты, противоаварийной автоматики. Задания у нас уже подготовлены, расчеты выполнены. Будем их реализовывать в ТИТЭС, приводить их к требованиям Системного оператора, необходимым в этой области.

Мы ожидаем выход с модернизации пятого энергоблока Приморской ГРЭС и поступательного продолжения работы по модернизации и ввода нового генерирующего оборудования.

Кроме того, мы ждем включения подстанции ПС 500 кВ Варяг и транзита 500 кВ, который свяжет ее с Приморской ГРЭС. Эта инфраструктура существенно повысит надежность электроснабжения потребителей Приморского края. В целом ожидания позитивные, наши компетенции, квалификация сотрудников позволяют нам быть готовы к различным вызовам, и надеемся, что в 2025 году мы покажем надежную и успешную работу.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: аналитический обзор ТЭК ДФО — осень 2024 29.11.2024 00:30

Одной из основных проблем угольной отрасли остается дефицит провозных мощностей железнодорожной транспортной инфраструктуры, ограничивающий возможности экспорта. Также угольные компании сталкиваются со снижением мировых рыночных цен и ростом железнодорожных тарифов. Тем не менее на Дальнем Востоке растет объем угледобычи, а также завершен проект по строительству частной железнодорожной ветки для вывоза угля на экспорт из Якутии. Реализуются меры по развитию газопроводной инфраструктуры в целях достижения плановых показателей поставок газа в Китай. При этом сокращается производство СПГ на Сахалине.

Добыча и транспортировка угля

На Дальнем Востоке отмечается рост объемов добычи угля. В Якутии за три квартала текущего года произведено 35,8 млн тонн угля, что на 32% больше результата за аналогичный период прошлого года. В республике добыто 31 млн тонн коксующегося угля и 4,5 млн тонн энергетического. Прирост в основном обеспечила компания «Эльга» (Эльгинское месторождение). В целях обеспечения экспорта растущих объемов компания в ноябре завершила строительство Тихоокеанской железной дороги, связывающей месторождение с терминалом «Порт Эльга» на побережье Охотского моря.

Также добычу в Якутии вели компании «Колмар» (ГОК «Денисовский», ГОК «Инаглинский»), АО ХК «Якутуголь» (ПАО «Мечел», разрезы «Нерюнгринский», «Кангаласский», «Джебарики-Хая») и «АнтрацитИнвестПроект» (Сыллахское месторождение). Отгрузка на ДВЖД с Эльгинского месторождения за три квартала составила 13,4 млн тонн, с Сыллахского месторождения («АнтрацитИнвестПроект») – 860 тыс. тонн.

В Амурской области в январе-сентябре 2024 г. добыча угля увеличилась на 6,7% относительно аналогичного периода 2023 г., достигнув 3,388 млн тонн. Около 98% от общего объема производства обеспечили «Огоджинская угольная компания» (компания «Эльга») и АО «Амурский уголь» (холдинг «Русский уголь»). Огоджинское месторождение (Селемджинский район) на сегодняшний день является основным источником добычи каменного угля в Приамурье. За январь-сентябрь на Огодже получено 1,195 млн тонн, что на 10,47% превзошло результат за аналогичный период прошлого года. План добычи на 2024 г. составляет в 2,4 млн тонн.

АО «Амурский уголь» на Ерковецком разрезе (Октябрьский район) произвело за девять месяцев 1,709 млн тонн бурого угля, что на 16,8% больше, чем за аналогичный период годом ранее. На Северо-Восточном разрезе «Амурский уголь» получил 433,2 тыс. тонн бурого угля, увеличив результат на 29,3%. Еще 50 тыс. тонн бурого угля в регионе за отчетный период обеспечили ООО «Альянс» на Архаро-Богучанском месторождении и ООО «ДальВостокУголь» на Райчихинском месторождении.

В Чукотском АО ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal^{^[1]}) в январе-сентябре 2024 г. произвело 1,272 млн тонн каменного угля на Фандюшкинском месторождении (Анадырский район), нарастив результат на 11,5% относительно аналогичного периода 2023 г. Напротив, добыча бурого угля на Чукотке (АО «Шахта Угольная») в январе-сентябре снизилась в два раза, до 57,2 тыс. тонн (на Анадырском месторождении).

Также рост добычи угля фиксируется в Хабаровском крае. АО «Ургалуголь» (АО «СУЭК») по результатам января-сентября 2024 г. произвело 7,4 млн тонн твердого топлива на Ургальском месторождении (Верхнебуреинский район), что на 8% больше, чем за аналогичный период прошлого года. По итогам текущего года недропользователь планирует обеспечить производство более 10 млн тонн угля.

Снижение объемов угледобычи отмечается в Магаданской области. В регионе в январе-сентябре 2024 г. было добыто 223,9 тыс. тонн угля, что на 16% ниже, чем за аналогичный период 2023 г. Добычу каменного угля на Колыме осуществляют ООО «Северовостокуголь» (Верхне-Аркагалинское месторождение) и ООО «Северо-Восточная угольная компания» (Булурская угленосная площадь). Каменный уголь данных месторождений поставляется преимущественно на экспорт, в то время как для внутреннего потребления области в основном используется уголь, поставляемый из других регионов (в первую очередь, с Кузбасса).

Тем не менее на сегодняшний день угледобывающая отрасль испытывает проблемы, связанные с транспортными ограничениями экспорта, ростом железнодорожных тарифов и снижением мировых цен. По итогам десяти месяцев текущего года перевалка угля в морских портах Дальнего Востока сократилась на 2,1%, до 92,2 млн тонн. Однако в октябре отгрузки из дальневосточных портов выросли на 9% относительно октября прошлого года (и на 13% относительно сентября текущего года), до 10,4 млн тонн. Основной объем был направлен в Китай, поскольку после снижения в третьем квартале, в октябре экспорт угля в КНР вырос на 8% к сентябрю текущего года и на 21% к октябрю 2023 г., составив 9,4 млн тонн, в связи с сезонным увеличением потребления.

По итогам десяти месяцев текущего года экспорт угля из России составил 164 млн тонн, что на 9% меньше, чем за аналогичный период прошлого года. В частности, в КНР за данный период было поставлено 43,9 млн тонн, в Японию, Южную Корею и на Тайвань в совокупности - 23,23 млн тонн, в Индию – 8,2 млн тонн. На фоне повышения с 1 декабря 2024 г. на 13,8% тарифа на железнодорожные перевозки и последующего вероятного роста стоимости угля может продолжиться сокращение российских экспортных поставок в КНР и Индию^{^[2]}. Спад наблюдается уже в настоящее время – по итогам января-июля 2024 г. экспорт энергетического и коксующегося угля из РФ в Китай сократился на 10% относительно аналогичного периода 2024 г., до 54,4 млн тонн (в денежном отношении экспорт снизился в 1,7 раз, до 5,5 млрд долларов). Экспорт угля в Индию в январе-сентябре 2024 г. сократился на 26% по сравнению с январем-сентябрем 2023 г., составив 6,1 млн тонн.

Ожидается, что в предстоящем году будет несколько снижено влияние транспортных ограничений на поставки угля по железной дороге благодаря открытию Тихоокеанской железной дороги компании «Эльгауголь» А.Авдоляна и А.Исаева. Частная железнодорожная ветка направлена на вывоз из Якутии угля Эльгинского месторождения и поставок до терминала «Порт Эльга» в Хабаровском крае. На первом этапе пропускная способность Тихоокеанской железной дороги составит 30 млн тонн в год. Второй этап планируется ввести в первом квартале 2027 г., увеличив пропускную способность до 50 млн тонн в год.

Грузооборот угольного терминала «Порт Эльга» после запуска в 2025 г. должен составить 14 млн тонн. На втором этапе, который предполагается реализовать в первом квартале 2026 г., грузооборот должен вырасти до 30 млн тонн ежегодно, а третий этап предполагает увеличение грузооборота до 50 млн тонн в первом квартале 2027 г. Железная дорога и порт были включены в состав ТОР «Хабаровск» в начале октября текущего года.

Первый состав с углем в тестовом режиме прошел по Тихоокеанской железной дороге 14 ноября. За первый рейс перевезено 20 полувагонов и два вагона. Протяженность пути составила 531 км (в т.ч. 500 км – по территории Хабаровского края). К концу ноября укладка железнодорожного полотна завершилась на всем протяжении Тихоокеанской железной дороги, построены все 19 станций и разъездов.

Ввод объекта в эксплуатацию намечен на первый квартал 2025 г. Стоимость строительства составила около 146 млрд рублей, в том числе крупный кредит предоставил Газпромбанк. Терминал «Порт «Эльга» принял первый балкер «Омолон» 14 ноября. Перевалку угля планируется начать до конца текущего года. На терминале к настоящему времени готовы причалы №1 и №2, готовность причала №3 превысила 35%, готовность причала №4 – 20%.

Стоит отметить, что в октябре правительство РФ отменило курсовую пошлину на бурый уголь – при условии, если цена превышает 63 доллара за тонну. Действие нулевых экспортных пошлин на энергетический уголь и антрацит продлено до 30 ноября текущего года. При этом убытки российских угольных компаний в январе-июле 2024 г. оцениваются в 3,1 млрд рублей, тогда как за аналогичный период 2023 г. была получена прибыль в размере 316,1 млрд рублей. На рынке наблюдается сокращение доли прибыльных компаний отрасли – с 63,1% до 48,3%.

Угольные компании также обеспокоены планами по отмене квот по вывозу угля на восток для регионов^{^[3]}. Осенью ОАО «РЖД» предложило отменить в 2025 г. квоты на вывоз угля почти для всех наделенных ими регионов, сделав исключение только для Кузбасса, но при условии вывоза в рамках квоты и других грузов, с более высокой добавленной стоимостью.

Правительство в целом поддержало идею «РЖД». Вице-премьер В.Савельев в ноябре поручил правительству предусмотреть на 2025 г. квоту в 55,3 млн тонн для Кемеровской области на вывоз в восточном направлении всех грузов^{^[4]}. Таким, образом кузбасская квота будет включать не только уголь. Помимо угля «РЖД» рассчитывает вывезти в рамках квоты порядка 15 млн тонн высокотехнологичной продукции.

Тем временем Минтранс выступает за предоставление квоты Новосибирской области^{^[5]}, но только компании «Сибантрацит», в то время как в Кузбассе предоставляемой квотой могут воспользоваться все производители угля. В Минтрансе также одобряют отмену квот для остальных регионов и дополнение угольной квоты Кемеровской области другой продукцией.

Однако на необходимости сохранения квот для всех регионов-держателей в правительстве настаивает Минэнерго, возглавляемое бывшим губернатором Кемеровской области С.Цивилевым (его семье подконтролен угледобывающий «Колмар»). Бурятия, Якутия, Иркутская область, Хакасия и Тува в соответствии с планами правительства, должны в 2025 г. сохранить возможность вывоза объема угля, не превышающего квоты текущего года, при этом соглашения предполагается заключать с конкретными предприятиями, а не регионами.

По итогам девяти месяцев 2024 г. по квотам перевезено 74,1 млн тонн угля. Общий размер квоты 2024 г. для шести регионов составляет 100 млн тонн угля. В том числе из Якутии в январе-сентябре текущего года в восточном направлении было перевезено 19,5 млн тонн угля (+1% к плану, квота на 2024 г. – 26,3 млн тонн), из Бурятии – 6,7 млн тонн (+1% к плану, квота на 2024 г. – 8,5 млн тонн), из Иркутской области – 2,6 млн тонн (+4% к плану, квота на 2024 г. – 3,3 млн тонн). В Минэкономразвития полагают, что предоставление квот на вывоз угля отдельным регионам несет угрозу финансовой устойчивости «РЖД» и препятствует развитию несырьевого экспорта в восточном направлении.

Газовые маршруты

В сфере добычи углеводородов «Газпром» рассчитывает увеличивать поставки газа в Китай. В ноябре Главгосэкспертиза РФ одобрила ПАО «Газпром» увеличение мощности магистрального газопровода «Сила Сибири» до проектных 38 млрд куб. м в год за счет строительства вторых компрессорных цехов на всех восьми компрессорных станциях, работающих в системе газопровода, а также второй нитки газопровода. Протяженность «Силы Сибири» составляет 3 тыс. км, его ресурсной базой являются Чаяндинское (Якутия) и Ковыктинское (Иркутская область) месторождения. В 2023 г. по газопроводу в КНР было поставлено 22,7 млрд куб. м газа. Проектной мощности поставки должны достигнуть в 2025 г.

Также Главгосэкспертиза РФ выдала положительное заключение «Газпрому» на строительство второго участка газопровода в рамках обустройства дальневосточного маршрута поставок газа. Он предполагает строительство газопровода-отвода от магистрального газопровода «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» - от газоизмерительной станции (ГИС) до государственной границы. Работы будут проводиться в Лесозаводском городском округе Приморского края. Ранее компания получила одобрение по первому этапу проекта – участку газопровода-отвода от трубы «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» до ГИС.

По дальневосточному маршруту предполагается поставлять до 10 млрд куб. м газа в год с месторождений на сахалинском шельфе (проект «Сахалин-3», включающий Киринское, Южно-Киринское и Мыгинское месторождения). Начало поставок газа в КНР по данному маршруту намечено на 2027 г. В октябре текущего года «Газпром» подписал с китайской нефтегазовой корпорацией СNPC координационное соглашение о поставках по дальневосточному маршруту.

Тем временем добыча газа в рамках сахалинских проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» пока не восстановилась. На проекте «Сахалин-1» добыча в январе-сентябре 2024 г. составила 6,96 млрд куб. м, что соответствует уровню добычи за аналогичный период 2023 г. В сентябре добыча сократилась на 6,4% относительно сентября прошлого года, составив 660 млн куб. м. В рамках проекта «Сахалин-2» за девять месяцев текущего года производство газа снизилось на 4,5% относительно аналогичного периода 2023 г., до 11,46 млрд куб. м. В сентябре сокращение составило 5,5% относительно аналогичного месяца прошлого года, до 1,35 млрд куб. м.

Экспорт СПГ с завода проекта «Сахалин-2» также снижается – по итогам января-октября 2024 г. отгрузки СПГ снизились на 4% относительно аналогичного периода 2023 г., до 7,86 млн тонн. В октябре снижение экспорта составило 6,8% к октябрю прошлого года, до 893 тыс. тонн. Поставки СПГ из России в Китай в текущем году росли за счет отгрузок с проекта «Ямал СПГ» компании «НОВАТЭК» в Ямало-Ненецком АО.

[1] В апреле текущего года компания Tigers Realm Coal заключила юридически обязывающее соглашение о продаже своих чукотских активов (компании «Берингпромуголь», управляющей компании «Берингугольинвест» и геологоразведочной «Северной Тихоокеанской угольной компании») с компанией «АПМ-инвест» М.Бузука. Сделку должны еще одобрить акционеры TIG, ФАС и президент РФ.

[2] В настоящее время для Республики Корея российский энергетический уголь 6000 ккал с погрузкой в декабре предлагается по цене 116-125 долларов за тонну. Цены на уголь 5500 ккал для Китая составляют 106-107 долларов за тонну. Стоимость угля 6000 ккал для поставок в Индию – 110 долларов за тонну.

[3] Объемы в рамках квот перевозятся в приоритетном порядке – в рамках третьей очереди временных правил определения очередности.

[4] Квота Кузбасса в 2024 г. составила 54,1 млн тонн. Правительство региона предлагало увеличить квоту в 2025 г. до 68 млн тонн.

[5] В июле текущего года власти Новосибирской области запрашивали квоту в размере 10 млн тонн угля в восточном направлении и 20 млн тонн в северо-западном.

Читать полностью

Экономика

ТЭЦ президентского внимания 18.11.2024 00:30

Строительство Хабаровской ТЭЦ-4 — одна из крупнейших энергетических инициатив Дальнего Востока, направленная на модернизацию теплоэнергетической инфраструктуры Хабаровского края. Этот проект не только заменит устаревшую ТЭЦ-1, введённую в эксплуатацию в 1954 году, но и существенно улучшит экологическую обстановку в регионе. О значении проекта, ходе его реализации и вызовах, с которыми сталкиваются строители, и почему Президент страны дал адресное поручение по обеспечению нового энергообъекта газом — в материале EastRussia.

Зачем нужна новая ТЭЦ?

Хабаровская ТЭЦ-1 уже 70 лет является одним из ключевых объектов теплоэнергетики города. Однако её технологическое оборудование устарело и требует дорогостоящего ремонта. Как отметил и.о. министра энергетики Хабаровского края Герман Тютюков, поддерживать исправное состояние станции становится всё сложнее из-за отсутствия запасных частей и износа оборудования.

При этом ТЭЦ-1 обеспечивает до 60% потребности Хабаровска в тепле, её мощности позволяют вырабатывать до 435 МВт электроэнергии и это делает её критически важным объектом для города. Однако её угольное поле и склад золошлаковых отходов создают серьёзное экологическое воздействие, ухудшая качество воздуха в районе.

ТЭЦ-1. фото: EastRussia

Ещё в 2015 году было принято решение о строительстве новой станции, которая сможет полностью заменить старую. Проект стал возможным благодаря государственной программе модернизации тепловой энергетики, однако его реализация столкнулась с рядом сложностей. Строить ТЭЦ-4 начали в 2021-м, тогда запуск в эксплуатацию намечался на 2024 год, однако санкционные ограничения, потребовавшие перепроектирования и замены импортных компонентов на отечественные аналоги, несколько отодвинули сроки. Сегодня завершение строительства намечено на 2027 год.

Характеристики новой ТЭЦ-4 и текущий статус проекта

Новая ТЭЦ-4 строится на территории ТЭЦ-1 и будет использовать исключительно природный газ в качестве топлива, что позволит устранить угольную пыль и сократить выбросы вредных веществ. Электрическая мощность станции составит 410 МВт, тепловая — 1380 Гкал/ч, что превышает возможности ТЭЦ-1, которая выдаёт 1200,2 Гкал/час. Объект рассчитан на потребление до 400 тыс. куб. м газа в час, что почти втрое больше текущего потребления ТЭЦ-1.

Первый тестовый запуск запланирован на 2025 год. фото: EastRussia

По словам Евгения Кухтина, директора дальневосточного филиала АО УК «Гидро ОГК», использование современного оборудования российского производства обеспечит надёжную и экологичную работу станции.
«Котлы-утилизаторы поставляет «Подольский машиностроительный завод». Газовые турбины производства компании «Силовые машины»— город Санкт-Петербург. И основное оборудование у нас ещё это паровые турбины, их делает «Уральский турбинный завод», город Екатеринбург. Кроме этого, сейчас уже построена теплофикационная установка мощностью 1080 гигакалорий. Там установлено шесть котлов единичной мощностью по 180 гигакалорий производства «Драгобургского котельного завода», Смоленская область. Подчеркну — контракты на поставку основного оборудования все заключены, они сейчас реализуются. Графики изготовления и графики поставки оборудования выполняются. Задача минимум сдать объект, то есть пустить основное оборудование, провести пусконаладку, пустить оборудование, это конец второго квартала двадцать седьмого года» — рассказал Евгений Кухтин.

Как отметил Герман Тютюков, объект готов примерно на 60%, а первые энергоблоки планируется запустить уже в 2025 году. Строительство идёт поэтапно: одновременно с вводом новых блоков ТЭЦ-4 будут выводиться из эксплуатации мощности ТЭЦ-1.

Проблемы и вызовы

Несмотря на общий прогресс, проект сталкивается с рядом вызовов. Основные из них связаны с обеспечением природным газом. На сегодня газ поступает на ТЭЦ-1 по действующей трубе с Сахалина, но для полноценной работы ТЭЦ-4 его недостаточно: потребление новой станции оценивается в 4 000 кубометров в час, ТЭЦ-1 получает 120 тыс. м3/час.

С 2019 года – с момента включения ТЭЦ в госпрограмму – дальневосточные энергетики пытались получить техусловия на подключение к газу, но получали отказ.

фото: EastRussia

«Несмотря на уровень объекта, несмотря на то, что мероприятия по строительству новых газораспределительных станций включены в схемы Газпрома, под разными предлогами, что сеть не построена, что тариф не определён, получаем отказы, – отмечал в своём выступлении на круглом столе Хабаровского УФАС России начальник управления технологического присоединения Дальневосточной генерирующей компании Виталий Руденко в ноябре 2023 года. – Хотя для строительства как такового, нам и всем инвесторам, технические условия нужны не на стадии строительства, а на стадии проектирования». (см. материал EastRussia «ТЭЦ с протянутой трубой»).

Проблему пытались решить на встречах различного уровня, включая совещания в Правительстве РФ. Член правления, первый заместитель гендиректора «РусГидро» на одной из сессий IX ВЭФа 4 сентября 2024 года рассказал, что у компании есть ряд станций, которые она переводит с угля на газ, но она всё ещё ждёт решения от ведомств на тему того, какую генерацию развивать дальше – на газе или на угле. «Мы сейчас не можем получить по Хабаровской ТЭЦ-4 решение, а ведь у нас на уровне распоряжения правительства сроки фиксируются. Мы пока идём по, скажем так, по ограниченному пути, договариваемся, но через какой-то короткий период нам надо принять решение – что дальше делать?», — отметил Роман Бердников.

И вот в перечне поручений Владимира Путина от 9 ноября 2024 года появилось отдельное, посвящённое новому энергообъекту Хабаровска.

«Рекомендовать публичным акционерным обществам «Газпром» и «Федеральная гидрогенерирующая компания – РусГидро» обеспечить выдачу технических условий на технологическое присоединение к газораспределительным сетям и заключение долгосрочных договоров на поставки газа для нужд Хабаровской ТЭЦ-4 начиная с 2027 года. Срок – 1 января 2025 г.»

«На текущий момент природный газ поступает у нас с объектов Сахалинской области, — уточнил EastRussia и.о. министра энергетики Хабаровского края Герман Тютюков. — У нас сейчас идёт строительство серьезной газовой магистрали — перемычки между газопроводами "Сила Сибири" и "Сахалин - Хабаровск - Владивосток". Это синхронизирует очень много вопросов, и Хабаровский край сможет получать газ как со стороны сибирских ресурсов, так и со стороны Сахалинской области». Герман Тютюков также отметил, что на случай форс-мажора, каких-то аварийных ситуаций, будет использоваться дизельное топливо, на котором станция сможет отработать достаточно продолжительное время.

Перспективы после ввода ТЭЦ-4

После завершения строительства ТЭЦ-4 Хабаровская ТЭЦ-1 будет выведена из эксплуатации, а её территория подвергнется реконструкции. Старые мощности, не только устаревшие, но и экологически небезопасные, уступят место современным установкам.

Строительство ТЭЦ-4 позволит частично решить проблему дефицита электроэнергии в регионе. По прогнозам, к 2028 году Хабаровский край может столкнуться с нехваткой около 200 МВт мощности. При этом ТЭЦ-4 рассчитана на дальнейшее расширение: проектом предусмотрена возможность добавления новых энергоблоков при росте потребностей.

ТЭЦ-4. фото: EastRussia

Проект строительства ТЭЦ-4 является важнейшим для всей энергосистемы Дальнего Востока. Он отражает стремление России развивать экологичную и технологичную энергетику. Этот проект не только обновляет энергетическую инфраструктуру города, но и задаёт вектор для дальнейшего развития региона. ТЭЦ-4 станет фундаментом для новых энергетических решений, включая возобновляемые источники энергии, которые уже обсуждаются на уровне краевых властей.

Следующим масштабным проектом может стать строительство в регионе атомной электростанции. Проработка этого вопроса также стала одним из пунктов в списке поручений Президента. «Рекомендовать Госкорпорации "Росатом" рассмотреть вопрос о возможности ввода в эксплуатацию блоков Хабаровской и (или) Приморской атомных электростанций к 2032 году», — говорится в документе.

Локация для объекта атомной генерации в Хабаровском крае уже определена, причём вопрос начинали прорабатывать ещё во времена СССР: в 1987-м начались первые изыскания по проекту строительства Дальневосточной АЭС. Площадкой выбрали место вблизи посёлка Эворон.

«Это на самом деле оптимальная площадка с точки зрения геолокации, с точки зрения возможности выдачи мощности, технологических процессов и уже проведенных изысканий геологических, — сообщил Герман Тютюков. — Буквально до 31 декабря текущего года планируется несколько встреч на уровне губернатора региона, на уровне заместителя председателя правительства с группой Росатом, для согласования дорожных карт старта всех организационных процессов по этому объекту».

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: аналитический обзор электроэнергетики ДФО — осень 2024 04.10.2024 01:00

На фоне растущего энергодефицита и высокой изношенности энергетической инфраструктуры на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири планируется строительство новых энергомощностей. При этом готовится переход регионов ДФО в ценовую зону оптового энергорынка. В ряде субъектов Дальнего Востока отмечается сокращение выработки электроэнергии, также рекордно снизились экспортные поставки электроэнергии в Китай.

Ценовые зоны

По индексу производства электроэнергии на Дальнем Востоке и в Байкальском регионе в январе-июле текущего года (Таблица 1) лидером оказалась Еврейская АО, продемонстрировавшая рост более, чем в два раза относительно аналогичного периода 2023 г. Далее следуют Чукотский АО (+13,8%), Хабаровский край (+12,7%) и Бурятия (+11,2%). В то же время в четырех регионах за отчетный период зафиксирована отрицательная динамика производства электроэнергии – в Забайкальском крае (снижение индекса до 89,2%), Якутии (92,3%), Приморском крае (94,4%) и Амурской области (95,8%).

Переход к рыночному ценообразованию в электроэнергетике на Дальнем Востоке перенесен на 1 января 2025 г. Соответствующий проект постановления правительства о распространении энергорынка на территориях неценовых зон, в том числе, на Дальнем Востоке, был опубликован Минэнерго в июле.

Напомним, что переход к ценовой зоне энергорынка в макрорегионе не затрагивает население – для граждан тарифы будут по-прежнему регулироваться государством. Минэнерго установило правила торговли электроэнергией и мощностью на оптовом рынке Дальнего Востока, предусмотрена оптимизация затрат на производство электроэнергии и повышение эффективности работы генерирующего оборудования. В правительстве ожидают, что энергорынок позволит строить новые генерирующие мощности для закрытия растущего спроса и предотвращения роста энергодефицита. Запуск энергорынка в ДФО неоднократно откладывался. Изначально переход был намечен на ноябрь 2023 г., затем на 1 января 2024 г., а позже был отложен на 1 июля 2024 г.

Потребление и генерация

По итогам прошлого года наибольшая доля потребления электроэнергии на Дальнем Востоке приходилась на промышленность (37%) и транспорт (19%), а население потребляло 18%. Пропорция менялась в отдельных регионах – в частности, в Забайкальском крае и Амурской области более всего электроэнергии потреблял транспорт, а в Приморском крае – население. К 2027 г. ожидается прирост энергопотребления в ДФО на уровне 34-39%. К 2029 г. суммарный энергодефицит в южной части ДФО оценивается в 2-3 ГВт.

Нерюнгринская ГРЭС. фото: пресс-служба ДГК

Тем временем в дальневосточных регионах планируется увеличивать мощность существующих станций, а также вновь обсуждаются ранее отложенные проекты по созданию новых объектов генерации. В Якутии АО «Хабаровская ремонтно-монтажная компания» (входит в ПАО «РусГидро» ) в июне начала очередной этап ремонтной кампании на Нерюнгринской ГРЭС (мощность 570 МВт) – капитальный ремонт и техническое перевооружение энергоблока №3 и котлоагрегата №3. Ранее в рамках модернизации станции с 2021 г. были проведены ремонты энергоблоков №1 и №2. Объем ремонтных работ оценивается в более чем 1 млрд рублей.

В июне начался второй этап реконструкции Владивостокской ТЭЦ-2 мощностью 497 МВт (АО «Дальневосточная генерирующая компания», «РусГидро»), предусматривающий замену турбоагрегата №2 и монтаж нового котлоагрегата №2. В целом модернизация предусматривает замену трех наиболее изношенных турбоагрегатов и монтаж трех новых котлоагрегатов взамен шести существующих.

Следует отметить, что «РусГидро» привлечет до 2027 г. финансирование ВЭБа в размере 650 млрд рублей на работы по строительству и модернизации ряда дальневосточных электростанций, в том числе строительство Хабаровской ТЭЦ-4, Артёмовской ТЭЦ-2, модернизацию Владивостокской ТЭЦ-2 в Приморье, строительство второй очереди Якутской ГРЭС-2, строительство новых энергоблоков на Нерюнгринской ГРЭС в Якутии и Партизанской ГРЭС в Приморском крае.

В энергохолдинге также заявляют о планах строительства двух гидроэлектростанций в Амурской области (на притоках Амура) – Селемджинской и Нижне-Зейской. Мощность Нижне-Зейской ГЭС должна составить 400 МВт, со среднегодовой выработкой 2 130 млн кВт*ч, а Селемджинской ГЭС – 100 МВт и 470 млн кВт*ч.

В конце сентября стало известно, что «РусГидро» привлечет синдицированный кредит с совокупным лимитом 79 млрд рублей (на 12 лет)^{^[1]} для финансирования проекта расширения Партизанской ГРЭС в Приморском крае. Проект включает строительство двух энергоблоков общей мощностью 280 МВт. Реализация инвестпроекта осуществляется в рамках обеспечения внешнего электроснабжения тяговых подстанций второго этапа развития Восточного полигона. Ввод в эксплуатацию новых энергоблоков намечен на 2026 г. На сегодняшний день электрическая мощность Партизанской ГРЭС составляет 199,744 MВт, тепловая мощность – 160 Гкал/час.

Между тем «РусГидро» на фоне планируемого включения Дальнего Востока в ценовую зону оптового энергорынка планирует с января 2025 г. приступить к выделению из своего бизнеса электросетевых активов^{^[2]} - «Дальневосточной распределительной сетевой компании» (ДРСК) и «Якутскэнерго». В частности, объединяющее большую часть энергетики Якутии «Якутскэнерго» предполагается разделить на сетевую и генерирующую компании. В последней «РусГидро» намерено сохранить контроль.

Мощность электростанций и ГЭС «Якутскэнерго» составляет 1,14 ГВт, протяженность высоковольтных ЛЭП – 24,6 тыс. км. Выручка «Якутскэнерго» за первое полугодие 2024 г. – 16,24 млрд рублей, убыток – 1,13 млрд рублей. Электросети компании отличаются высоким износом и значительной долговой нагрузкой, уменьшающей интерес к ним со стороны инвесторов (в числе потенциальных претендентов рассматриваются «Россети», «АЛРОСА»^{^[3]}, но при этом в «РусГидро» признают отсутствие активного интереса со стороны рынка). Стоимость «Якутскэнерго» может составить 12 млрд рублей. Что касается ДРСК, то предварительно стоимость компании оценивается в 40-45 млрд рублей. Эксперты отрасли отмечают, что для компенсации затрат потенциальному инвестору будет необходимо ежегодно получать дополнительный денежный поток в 1,8 млрд рублей (при условии предельного срока окупаемости в 20 лет и ставки дисконтирования 14%), для чего потребуется изменение тарифного регулирования.

Борьба с энергодефицитом

В Приморском крае на фоне растущего энергодефицита в южной части региона реализуются проекты по обеспечению выдачи дополнительной мощности. В июле «Россети» заключили контракт со строительно-инжиниринговым ООО «Энергосеть» (входит в «Интер РАО») на строительство линии электропередачи «Приморская ГРЭС – «Варяг» в Приморье. Проект предполагается завершить до конца 2026 г. Стоимость контракта составляет 53,728 млрд рублей. Проектом предусмотрено строительство и пусконаладка высоковольтной линии «Приморская ГРЭС — «Варяг» на 500 кВ протяженностью около 475,2 км, а также реконструкция высоковольтной линии «Владивосток — «Лозовая» на 500 кВ и реконструкция высоковольтной линии «Артёмовская ТЭЦ — «Береговая-2 (Большой Камень)» на 220 кВ. Новая ЛЭП будет проходить от поселка Лучегорск, где расположена наиболее крупная тепловая электростанция ДФО, Приморская ГРЭС, до Шкотовского района, где будет построена подстанция «Варяг».

Тематическое фото. автор/источник: Lena Lir/Shutterstock

Со своей стороны, для борьбы с энергодефицитом в Восточной Сибири En+ Group рассматривает возможность строительства двух ГЭС на реке Витим в Бурятии – Мокской ГЭС мощностью 1200 МВт и ее контррегулятора Ивановской ГЭС мощностью 210 МВт. Холдинг заключил соглашение с правительством Бурятии, предполагающее подготовку дорожной карты по строительству электростанций.

Станции являлись частью проектируемого Витимского каскада ГЭС. Ранее, в 2020 г., проект Мокской ГЭС Минэнерго исключило из перечня вариантов электрификации БАМа и Транссиба, посчитав, что стоимость (120 млрд рублей) и сроки строительства (десять лет) являются слишком большими. В утвержденной распоряжением правительства РФ №215-р от 22 февраля 2008 г. «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» Мокская ГЭС и Ивановская ГЭС присутствовали со сроком возведения в 2016-20 гг. Проектные работы по данным ГЭС начались еще в 1970-х гг., в 1997 г. было разработано технико-экономическое обоснование ГЭС, но дальнейшие работы не проводились.

В целях закрытия энергодефицита на юго-востоке Сибири в августе диспетчер энергосистемы «Системный оператор» произвел отбор проектов строительства новых угольных ТЭС совокупной мощностью 780 МВт. Объекты должны быть построены к 1 июля 2029 г. Отбор энергоблоков проведен с применением механизма конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), который используется для закрытия локальных дефицитов в энергосистеме с помощью платежей оптового энергорынка. Механизм предполагает для инвестора сверхвысокую выручку от продажи мощности (доходность проектов 14% при ставке ОФЗ 8,5%), инвестиции в строительство возвращаются в течение 20 лет, при этом за задержку ввода мощностей предусмотрен штраф.

Были отобраны четыре ценовые заявки с проектами строительства энергоблоков на Харанорской ГРЭС «Интер РАО» в Забайкальском крае (поселок Ясногорск, Оловяннинский район, блоки №4-5 по 230 МВт), Иркутской ТЭЦ-11 «Байкальской энергетической компании» («Иркутскэнерго», En+) в Иркутской области (Усолье-Сибирское, 230 МВт) и Улан-Удэнской ТЭЦ-2 ТГК-14 в Бурятии (Улан-Удэ, 90 МВт). Все новые энергоблоки будут паросиловыми. Предельный объем капитальных затрат по заявкам «Интер РАО» и «Байкальской энергетической компании» достигает установленного ранее максимального уровня в 591 млн рублей за 1 МВт, в заявке ТГК-14 капитальные затраты составляют 585 млн рублей за 1 МВт.

Напомним, что на предыдущем отборе проектов строительства генерации в Сибири, проведенном в марте текущего года, оставались неотобранными порядка 700 МВт мощности из-за низкого установленного уровня капитальных затрат. Учитывая итоги мартовского отбора, правительство РФ решило для летнего конкурса поднять предельный уровень капитальных затрат на 40%.

На мартовском отборе победу одержали заявки ТГК-14 на строительство блока на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 (65 МВт) стоимостью 26,3 млрд рублей и «Байкальской энергетической компании» с двумя энергоблоками на Иркутской ТЭЦ-11 (460 МВт)стоимостью 109,9 млрд рублей. Начало поставки мощности намечено на 31 декабря 2028 г. Таким образом, по итогам двух отборов на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 будет построено два энергоблока^{^[4]}, на Иркутской ТЭЦ-11 – три новых энергоблока (в дополнение к одному действующему).

Ранее «Системный оператор» прогнозировал дефицит в энергосистеме Сибири в 2024-29 гг. на уровне 1,23 ГВт в связи с расширением Восточного полигона ОАО «РЖД», развитием горнодобывающих предприятий, а также ростом количества центров по майнингу криптовалюты. По итогам прошедших отборов Байкальский регион получит 1 305 МВт новых мощностей.

Инвесторы также создают энергетическую инфраструктуру для своих новых проектов. В июле «Селигдар» начал разрабатывать проект строительства высоковольтной линии электропередач 35 кВ протяженностью 20 км к производственному комплексу «Подголечный» в Якутии (месторождение Ясная поляна, Алданский район). В настоящее время обеспечение электричеством осуществляется за счет дизельной электростанции.

ПАО «Русолово» в августе в рамках технологического перевооружения Правоурмийского производственного комплекса в Хабаровском крае приступило к строительству второй линии электропередач 6 кВ протяженностью 3 км.

В Амурской области летом «Россети» приступили к реконструкции подстанции 220 кВ «Магдагачи» в целях повышения надежности энергоснабжения тяговых подстанций Транссибирской магистрали и в целом западной части региона. Стоимость работ превышает 9,2 млрд рублей, их выполняет выигравшее конкурс московское ООО «Ленэлектромонтаж»^{^[5]}. Работы должны завершиться до конца 2028 г.

Электрификация Восточного полигона

При этом президент РФ В.Путин на полях Восточного экономического форума в сентябре назвал желаемой полную электрификацию Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей. Тем не менее паспорт третьего этапа расширения Восточного полигона «РЖД», утвержденный в апреле 2024 г., не предполагает полной электрификации магистралей. В настоящее время ведутся работы по электрификации восточных участков БАМа – «Комсомольск-на-Амуре – Ванино» (ведет к Тихому океану) и «Комсомольск – Волочаевка» (соединяет БАМ с Транссибом). Завершение работ запланировано на конец 2026 г. и 2025 г. соответственно. Стоимость работ оценивается в 220 млрд рублей.

Что касается полной электрификации, то она, по предварительным расчетам, может обойтись в 660 млрд рублей^{^[6]}, но цифра существенно увеличится, поскольку разные участки магистралей отличаются, в том числе сложностью для подвоза материалов. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) отмечает необходимость строительства новых электростанций и развития высоковольтных линий 220 кВ. Также предстоит определить источник финансирования работ по электрификации. Среди клиентов «РЖД» существуют опасения, что электрификация будет профинансирована за счет целевой надбавки к тарифу.

Тематическое фото. автор/источник: russal/Shutterstock

В сфере развития возобновляемой энергетики ООО «Группа ЭНЭЛТ» рассчитывает инвестировать свыше 1 млрд рублей в модернизацию дизельных электростанций в поселках Тиличики и Оссора на севере Камчатки (Олюторский и Карагинский районы). В компании также планируют построить автономные гибридные электроустановки на основе солнечной энергетики совокупной мощностью 3,7 МВт в целях экономии до 30% дизельного топлива. Летом 2022 г. «Группа ЭНЭЛТ» запустила в Верхоянске в Якутии гибридный энергокомплекс мощностью 3,7 МВт. Также в компании сообщали о планах инвестировать 1,9 млрд рублей в замену дизельной генерации в республике.

Стоит отметить, что на сегодняшний день Камчатский край является лидером в РФ по доле возобновляемых источников энергии в объеме установленной мощности и энергопотребления региона (за 2023 г.) – она составила в прошлом году 20,9%. Выработка энергии геотермальными станциями на Камчатке составляет 12,3%, а малыми гидроэлектростанциями – 7,8% (каскад Толмачевских ГЭС, Быстринская ГЭС). К 2028 г. «РусГидро» планирует расширение Мутновской ГеоЭС-1 с помощью строительства блока 16,5 МВт, на площадке Верхне-Мутновской ГеоЭС ведутся работы по бурению новых скважин. Самый большой фактический и целевой объем установленной мощности объектов ветрогенерации – в Сахалинской области. Установленная мощность ВЭС на Сахалине составляет 0,8 МВт.

Планы по атомной генерации

В сфере создания объектов атомной генерации «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 г.»^{^[7]} предусмотрено строительство и ввод в эксплуатацию на Дальнем Востоке в ближайшие двадцать лет пяти новых атомных электростанций, которые могут быть размещены в Приморском и Хабаровском краях, Якутии и Чукотском АО. В том числе на Чукотке запланировано размещение двух станций малой мощности с реакторными установками «РИТМ-200С» (городской округ Певек) и «Шельф-М» (Иультинский район). Реализация проектов должна завершиться в 2027 г. и в 2030 г. соответственно. В 2030 г. также должны завершиться работы над станцией малой мощности «РИТМ-200М» в Усть-Янском районе Якутии. В Хабаровском крае в селе Эворон (Солнечный район, железнодорожная станция на БАМе,) планируется разместить двухблочную станцию с инновационными энергоблоками типа ВВЭР мощностью 600 МВт каждый (к 2036-38 гг.). В Приморье существует проект такой же станции с двумя энергоблоками типа ВВЭР (2039-42 гг.) в Фокино.

Следует отметить, что в Билибино в Чукотском АО на минувшей неделе был запущен дизельный энергоцентр для замены выводимой из эксплуатации Билибинской АЭС. С 2025 г. энергоцентр станет основным теплоисточником для жителей Билибино. Его установленная тепловая мощность составляет 66 МВт, общая установленная электрическая мощность – 25 МВт.

Подпись Билибинская АЭС. фото: Росатом

До рекордно низких уровней в летний период упали экспортные поставки российской электроэнергии в Китай, осуществляемые из Амурской области («Интер РАО» по трем линиям – 500 кВ, 110 кВ, 220 кВ). В частности, за первое полугодие 2024 г. в КНР было поставлено около 465 млн кВт*ч электроэнергии, что на 76% меньше^{^[8]}, чем за аналогичный период 2023 г. Общий ожидаемый объем экспорта за год не превышает 1 млрд кВт*ч, что может стать самым низким показателем за время поставок. Напомним, что в 2022 г. были экспортированы рекордные 4,7 млрд кВт*ч. В 2023 г. экспорт составил 3,1 млрд кВт*ч.

Общая стоимость поставленной в Китай российской электроэнергии в первом полугодии сократилась на 75%, до 21,5 млн долларов США. Средняя стоимость поставки 1 кВт*ч составляет около 0,046 долларов. Среднегодовой объем экспорта электроэнергии в Китай в 2010-20 гг. был на уровне 3 млрд кВт*ч. Низкие показатели экспорта связана с малой водностью, дефицитом генерации на фоне роста внутреннего спроса, а также высокой аварийностью на ТЭС Дальнего Востока.

Таблица 1. Индекс производства электроэнергии, январь-июль 2024 года, в % к соответствующему периоду предыдущего года.

Регион	Индекс
Российская Федерация	103,8
Сибирский федеральный округ	106,5
Дальневосточный федеральный округ	99,2
Еврейская авт. область	200,2
Чукотский авт. округ	113,8
Хабаровский край	112,7
Республика Бурятия	111,2
Сахалинская область	105,3
Камчатский край	104,5
Магаданская область	104,1
Амурская область	95,8
Приморский край	94,4
Республика Саха (Якутия)	92,3
Забайкальский край	89,2

[1] Информация о кредиторе не раскрывается.

[2] В РФ действует запрет на одновременное владение генерацией и электросетями, но на дальневосточные регионы, не включенные в ценовую зону оптового энергорынка, он до сих пор не распространялся.

[3] Владеет в регионе Вилюйской ГЭС-3.

[4] В 1990-е гг. станция фактически не была полностью достроена (в 1991 г. был введен в эксплуатацию первый паровой котел) и работает в режиме пиковой водогрейной котельной проектируемой ТЭЦ. Со строительством энергоблоков станция будет модернизирована до настоящей ТЭЦ.

[5] Москва, учредитель – М.Мураткин.

[6] Нуждающееся в электрификации расстояние от Таксимо в Бурятии до Комсомольска-на-Амуре в Хабаровском крае в три раза превышает протяженность уже электрифицируемых участков и составляет 2,3 тыс. км.

[7] В сентябре вынесен на общественное обсуждение «Системным оператором Единой энергетической системы РФ».

[8] В текущем году для поставок не применялся принцип take-or-pay.

Читать полностью

Экономика

Уголь, атом и вода — перспективы дальневосточной энергетики 10.09.2024 00:30

Состояние энергосистемы Дальнего Востока не отвечает сегодняшним темпам роста промышленности, что признавали многие участники Восточного экономического форума. В настоящее время идет разработка программы по развитию электроэнергетики в ДФО до 2050 года, которая должна учесть перспективный спрос на электроэнергию и мощность. При этом в энергобалансе возможны серьезные структурные изменения. В частности, «Росатом» предлагает сделать Дальний Восток новым центром развития атомной энергетики России.

Спрос догнал износ

Темпы потребления энергии на Дальнем Востоке растут быстрее среднероссийских – по данным, которые привёл Фёдор Опадчий, председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС), с начала года по сравнению к прошлому рост потребления в России составил 3,8%, по Дальнему Востоку 5,1%, а в отдельных регионах ещё выше — в Бурятии 8,8%, а в Забайкалье 7,5%. Неплохая динамика сложилась и в границах Хабаровской энергосистемы. За последние десять лет среднегодовой темп прироста потребления мощности здесь составил 2,2%, темп прироста потребления электроэнергии – 1,9%, уточнил Фёдор Опадчий.

Аналогичный тренд наблюдается в Якутии, где растет добыча полезных ископаемых. «Если раньше наша республика была энергоизбыточным регионом, то с 2021 года за счет бурного промышленного роста потребление начало превышать выработку электроэнергии. Новым проектам уже сейчас необходимо свыше 1 ГВт/ч электроэнергии для тех проектов, которые уже сегодня реализуются», – заявил глава региона Айсен Николаев.

Дефицит энергомощностей наблюдается почти по многим субъектам ДФО. Суммарно, по прогнозам СО ЕЭС, нехватка электроэнергии по федеральному округу к 2030 может составить 10,7 млрд кВт/ч. Для ее компенсации требуется построить 1,6 ГВт мощностей для выработки энергии.

Вид на башни и конструкции газоперекачивающей станции в тундре и ТЭЦ на Чукотке. автор/источник фото: Andrei Stepanov/Shutterstock

Вместе с тем у действующих объектов генерации на Дальнем Востоке степень износа выше среднероссийского в 1,7 раза, проинформировал первый замминистра по развитию Дальнего Востока и Арктики Гаджимагомед Гусейнов, а удельный расход условного топлива больше на 22%. Особенно сложное положение дел в локально изолированных энергосистемах и энергорайонах.

От состояния инфраструктуры зависит надежность энергоснабжения, на что влияет и непростая финансовая ситуация. Так, после присоединения в 2019 году Центрального и Западного энергорайонов Якутии к неценовой зоне оптового рынка, регулятором которого выступают федеральные органы, основная сетевая организация ПАО «Якутскэнерго» (входит в «РусГидро») стала недополучать выручку по причине перехода крупных промышленных потребителей на ОРЭМ и оплаты за передачу электрической энергии «Федеральной сетевой компании». За пять лет доля потребителей ФСК в республике увеличилась с 22 до 32%.

По словам Айсена Николаева, вследствие этого у «Якутскэнерго» наращиваются убытки. На сегодня они превышают 10 млрд руб. В результате региональная компания вынуждена сокращать инвестиционную и ремонтную программы, что чревато ростом отказов и аварий. «За эти годы в республике число аварийных ситуаций увеличилось почти в три раза: с 646 в 2020 году до 1123 в 2023-м. Износ сетевого хозяйства – с 50% до 57%. Отключение электроснабжения, когда на улице минус 50 или минус 60, – это прямая угроза не просто здоровью, но жизни людей», – резюмировал губернатор.

Источники разные нужны

У государства есть понимание того, какие технические решения позволят покрыть энергодефицит на Дальнем Востоке, отмечает Фёдор Опадчий. Эти планы отражены в разработанных проектах таких базовых документов, как Схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2025-2030 годы и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года. Сегодня ведется разработка отдельной программы по развитию электроэнергетики Дальнего Востока на период до 2050 года.

Помимо планов по модернизации действующих объектов регионы инициируют крупные стройки. Так, в Якутии выступают за строительство Новоленской ТЭС мощностью 550 МВт, которая обеспечит потребности компаний при освоении месторождений Иркутской области, Бурятии, Ленского и Мирнинского районов Республики Саха. «Газпром» возведет Чульманскую газовую электростанцию на 330 МВт и два блока Нерюнгринской ГРЭС с двукратным увеличением мощности до 1ГВт. На севере Якутии запланировано создание Кючусского промышленного кластера, под потребности которого «Росатом» построит АЭС малой мощности.

В Хабаровском крае на 2027 год намечено строительство двух энергоблоков Хабаровской ТЭЦ-4 общей мощностью 410 МВт в рамках проекта по замещению мощностей Хабаровской ТЭЦ-1. Кроме того, проект Генсхемы размещения объектов энергетики (в настоящее время проходит процедуру общественного обсуждения) предусматривает создание в регионе новой ТЭС мощностью порядка 230 МВт к 2030 году, а также Нижне-Ниманской ГЭС мощностью 360 МВт – в 2037-м.

Гидрогенерация будет востребована не только в Хабаровском крае, уверен Айсен Николаев. Гидроэнергетические ресурсы Якутии сегодня составляют 60% потенциала Дальнего Востока, из которых освоено только 1,5%. В 2013 году на средства Инвестфонда РФ была спроектирована Канкунская ГЭС мощностью 1ГВт под программу комплексного развития Южной Якутии, предполагающей запуск Эльконского ГМК, Тарыннахского и Таежного ГОКов, Селигдарского горно-химического комбината. Теперь настало время вернуться к проекту.

Большие планы связаны с расширением в ДФО атомной генерации. Генеральный директор «Росатома» Алексей Лихачев представил на сессии ВЭФ-2024 «Новая энергия Дальнего Востока» план по созданию к 2042 году в Приморье, Якутии, Чукотке, Амурской области и Хабаровском крае шести АЭС с 12 энергоблоками суммарной установленной мощностью – 4,1 ГВт. Глава госкорпорации уточнил, что намерения могут измениться, поскольку проекты еще должны быть утверждены правительством РФ, а также пройти общественные слушания (стоит сказать, в Хабаровском крае АЭС мощностью 1,2 ГВт предлагается построить близ поселка Эворон в 2036 году. Идея атомной станции в регионе обсуждалась еще в советское время, и в конце 1980-х у нее было немало противников).

Центральный щит управления атомной электростанции. автор/источник фото: Nordroden/Shutterstock

Объекты атомной энергетики капиталоемкие, но, по словам А. Лихачева, нельзя говорить только о модернизации существующих энергомощностей, надо смотреть шире, создавая «новый энергетический облик Дальнего Востока». «Дальневосточные регионы станут в полной мере атомными регионами. Это, конечно же, инфраструктура, и не только энергетическая. Это инфраструктура образования, это инфраструктура промышленных поставок совершенно нового уровня, строительного комплекса», – заявил А. Лихачев.

Глава Минэнерго РФ Сергей Цивилев считает необходимым развитие генерации во всех сегментах энергетики, включая атомную. При этом он призывает не забывать о возможностях угледобывающей отрасли. «Мы должны развивать угольную генерацию на территории Дальнего Востока и Сибири, потому что у нас большой запас угля, и его надо использовать», – сказал министр, в недавнем прошлом губернатор Кузбасса – главного углепогрузочного региона страны.

При строительстве генерирующих мощностей принято отталкиваться от CAPEX проекта, но более рациональным подходом, полагает С. Цивилёв, может стать анализ стоимости киловатт-часа на протяжении всего периода функционирования конкретной генерирующей системы. Энергообъекты также должны быть обеспечены ресурсами на весь срок своей деятельности, чтобы по прошествии времени не пришлось переводить их с одного вида первичных ресурсов на другой.

От тарифа до сумы

Безусловно, краеугольный вопрос – привлечение в отрасль инвестиционных ресурсов. «Я в компании десять лет работаю уже скоро, и все десять лет компания говорит на всех уровнях: коллеги, не хватает тарифа, необходимы какие-то варианты финансирования энергетики Дальнего Востока, – подчеркивает председатель правления, гендиректор ПАО «РусГидро» Виктор Хмарин. – Если мы не вкладываемся в модернизацию должным образом, к чему это в итоге приведёт? В начале пойдет рост аварийности, дальше пойдут веерные отключения, дальше – самые негативные последствия».

Холдинг неоднократно подымает проблематику, но к обращениям энергетиков относятся как к плачу Ярославны, сетует менеджер. Приходится слышать, что в бюджете нет денег, в тоже время дается понять, что поднимать тариф – непопулярная мера.

«Где взять деньги? Деньги взять в новом облике энергетики. Знать бы еще телефон этого нового облика, потому что мне как раз сейчас к зиме надо 11 млн тонн угля закупить, может быть, там я смогу найти помощь в этом», – иронизирует В. Хмарин.

В свою очередь в Минвостокразвития предлагают продлить действие надбавки для выравнивания энерготарифов в ДФО до среднероссийского уровня после 2028 года, но переформатировать механизм, предусматривающий адресацию средств, вырученных от потребителей первой и второй ценовых зон ОРЭМ, в дальневосточные объекты энергетики. Раньше, по сути, дотировалась старая генерация с низким коэффициентом полезного действия, признаёт Гаджимагомед Гусейнов.

«Это тоже ресурс – ежегодно 30 млрд руб. мы направляем на субсидирование. Давайте направим часть этих денег либо общий объем на модернизацию электроэнергетики на Дальнем Востоке, в том числе в изолированных территориях. То есть не будем субсидировать неэффективное», – пояснил замминистра.

О необходимости решения вопросов по тарифным источникам говорит и Айсен Николаев (в июле этого года назначен председателем комиссии Госсовета по направлению «Энергетика»). Возвращаясь к ситуации с «Якутэнерго», он не исключил, что убытки сетевой организации будут только расти (в настоящее время «РусГидро» изучает вопрос выделения электросетей из своих региональных активов).

Протяженности линий электропередач в Якутии – около 30 тыс. км. фото: ПАО «Якутскэнерго» (входит в группу РусГидро)

В Якутии это ещё связано с высоким уровнем протяженности линий электропередач – около 30 тыс. км – на большую территорию обслуживания с низкой плотностью потребителей. «Компенсация данной особенности энергосистемы только за счёт регионального или муниципального бюджетов абсолютно бесперспективна», – подчеркнул глава республики.

Проблема в ближайшие годы коснется и других субъектов ДФО, в том числе Бурятию, ЕАО, Амурскую область, где заключаются договора последней мили с ФСК. В этих регионах наступят аналогичные проблемы, если вовремя не принять действенные меры, предупредил А. Николаев.

«Мы предлагаем комплексное решение: или возвращать базового потребителя, или компенсировать из бюджета накопленный убыток, распространить механизм выравнивания энерготарифов на территории неценовой и ценовой зоны. Есть и другие методы, но это надо обсуждать и не замалчивать», – заключил он.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: отраслевой обзор ТЭК ДФО — лето 2024 26.07.2024 00:30

В рамках шельфовых проектов наблюдается восстановление добычи газа, также «Сахалин-2» все еще избегает некоторых санкционных рисков. При этом основным приобретателем СПГ проекта становится КНР. Новые крупные СПГ-проекты, тем не менее, пока находятся под вопросом, в частности планы производства в Якутии. Рост угледобычи отмечается в Якутии и на Сахалине, где недропользователи в том числе намерены инвестировать в транспортную инфраструктуру. При этом пока цены на уголь на мировом рынке являются низкими, с учетом этого введенная для отрасли надбавка к НДПИ может в ближайшее время не оказывать существенного фискального давления.

Газодобыча

В сфере добычи углеводородов сахалинские шельфовые проекты продолжают действовать, при этом пока санкционные ограничения для одного из них остаются частично ослабленными. В июне Евросоюз освободил от соблюдения потолка цен на нефть шельфовый нефтегазовый проект «Сахалин-2» (оператор – ООО «Сахалинская энергия») еще на один год – до 28 июня 2025 г. Решение связано с интересами Японии - обеспечением потребностей энергетической безопасности этой страны.

Напомним, что японским компаниям Mitsui и Mitsubishi в сахалинском проекте принадлежит 12,5% и 10% соответственно. Механизм ценового потолка предусматривает, что проекты, имеющие важное значение для энергетической безопасности третьих стран, могут быть освобождены от соблюдения ограничений. Евросоюз также предоставил проекту «Сахалин-2» право на экспорт и передачу товаров, необходимых для ремонта приборов и аппаратуры, которые предназначены для измерения или контроля переменных характеристик жидкостей и газов.

Тем временем период постоянной добычи газа в рамках проекта «Сахалин-2» был продлен с 2028 г. до 2033 г. Центральная комиссия Роснедр в конце прошлого года поддержала соответствующий вариант разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является основным источником сырья для производства сжиженного природного газа в рамках «Сахалина-2» . На втором месторождении проекта «Сахалин-2», Пильтун-Астохском, добывается преимущественно нефть. На Лунском месторождении на сегодняшний день добыто более половины его запасов природного газа. Мощность СПГ-производства составляет порядка 10 млн тонн СПГ в год (такой объем был выпущен в 2023 г., в 2022 г. производство составило 11,5 млн тонн).

За пять месяцев текущего года производство газа в рамках проекта «Сахалин-2» выросло на 3,6% относительно аналогичного периода 2023 г., до 7,3 млрд куб. м. При этом добыча в мае сохранилась на уровне мая прошлого года, 1,4 млрд куб. м. На шельфовом проекте «Сахалин-1» добыча газа в январе-мае текущего года увеличилась на 6,7% относительно аналогичного периода прошлого года, до 4,2 млрд куб. м. Однако в мае добыча в рамках проекта была ниже, чем в мае 2023 г. на 3%, составив 813 млн куб. м. Информация об объеме добычи нефти не раскрывалась.

Стоит отметить, что в последнее время наблюдается существенный рост поставок СПГ проекта «Сахалин-2» в Китай – в апреле текущего года они составили рекордные 440 тыс. тонн (рост на 3,4% относительно марта 2024 г. и на 39% относительно апреля прошлого года). В апреле Китай опередил по объемам поставок сахалинского СПГ традиционного основного импортера – Японию. В апреле поставки сахалинского СПГ японским потребителям снизились на 44% по сравнению с мартом 2024 г. и на 17% по сравнению с апрелем 2023 г., составив 319 тыс. тонн. Что касается поставок СПГ в Республику Корея, то в апреле они сохранились на уровне апреля прошлого года (127 тыс. тонн).

Тем временем предполагается начать геологоразведку на новых, но небольших нефтегазовых участках в Якутии. АК «АЛРОСА» и АО «Сахатранснефтегаз» в рамках совместного предприятия планируют осваивать перспективные нефтегазовые участки в республике – Улугурский и Эргеджейский.

Улугурский лицензионный участок (площадь 4 205 кв. км) находится на территории Ленского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти составляют 7,3 млн тонн, газа – 217,3 млрд куб. м. Эргеджейский лицензионный участок имеет площадь 3 181 кв. км и находится на территории Олёкминского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 15 млн тонн, газа – в 78,3 млрд куб. м. К 2026 г. предполагается завершить поисковые работы и постановку запасов на государственный баланс. Инвестиционное решение по освоению месторождений должно быть принято после определения технологической схемы разработки месторождений и проработки оптимальных рынков сбыта сырья.

В то же время планируемый ранее в Якутии запуск крупнотоннажного производства СПГ мощностью 18 млн тонн в год (компания «Глобалтэк» ) в настоящее время не входит в число приоритетов. Глава Минвостокразвития А.Чекунков в марте текущего года заявил, что проект, вероятно, будет реализован в среднесрочной перспективе. В прошлом году ЯТЭК сообщала о продолжающихся поисках стратегического партнера для проекта.

Уголь

В угольной отрасли вызвавшим противоречия решением последнего времени стало повышение НДПИ. Правительство в рамках поправок ко второму и третьему чтению внесло корректировки, повысив минимальную цену отсечения, при превышении которой взимается надбавка к НДПИ. Законопроект об изменениях налоговой системы в июле был принят Госдумой в третьем чтении.

Для энергетического угля цена отсечения установлена на уровне 120 долларов за тонну в портах Дальнего Востока (в предыдущем варианте цена отсечения составляла 100 долларов). Предполагается к ставке НДПИ применять коэффициент КЭНРГ, учитывающий среднюю за налоговый период мировую цену на уголь (по индексу FOB Восточный NAR 5500) и средний курс доллара к рублю.

Для коксующегося угля предусмотрена цена отсечения в размере 167 долларов за тонну (прежний вариант – 140 долларов за тонну) и привязка НДПИ к цене в дальневосточных портах (ранее использовался индекс GX TSI FOB Australia Premium Coking Coal). Что касается антрацита и угольной смеси (PCI), то цена отсечения составит 135 долларов на тонну. При этом в формуле расчета НДПИ для данных видов угля будут учитываться цены в портах как Дальневосточного, так и Северо-Западного и Южного федеральных округов. Основным положительным изменением в принятом законопроекте для угольщиков стало именно повышение цены отсечения.

В настоящее время мировые цены на уголь остаются низкими, в связи с чем реальное повышение НДПИ в соответствии с новыми правилами в отрасли в ближайшие годы (до 2026 г.) маловероятно. В июне на наиболее популярном и востребованном восточном направлении стоимость энергетического угля составляла 90 долларов за тонну. В третьем и четвертом кварталах года в связи с подготовкой к отопительному сезону ожидается увеличение цен до 95-96 долларов за тонну.

Добыча угля на Дальнем Востоке тем временем растет в Якутии. По итогам первого полугодия 2024 г. объем производства твердого топлива в республике вырос на 25% по сравнению с аналогичным периодом 2023 г., до 19 млн тонн. План добычи на текущий год составляет 40 млн тонн угля. Напомним, что «Эльга», «Колмар» и «Якутуголь» являются основными угледобывающими компаниями Якутии, они ведут деятельность в Нерюнгринском районе.

При этом АО «Якутуголь» (ПАО «Мечел») в июле был заподозрен ФАС в злоупотреблении доминирующим положением на рынке и отказе заключать контракт на поставку угля на Нерюнгринскую ГРЭС (эксплуатант станции – АО «ДГК»). В «Дальневосточной генерирующей компании» сообщили, что оборудование станции было спроектировано для работы на угле Нерюнгринского месторождения, а приобретение угля других марок для поддержания работы ГРЭС может привести к снижению сроков эксплуатации оборудования электростанции. ФАС выдала предупреждение компании «Якутуголь», согласно которому недропользователь обязан рассмотреть заявки «ДГК» в течение месяца и поставить уголь при экономической и технической возможности. Компанию также обязали разработать и утвердить в ФАС торговую политику.

Со своей стороны в «Мечеле» сочли претензии ДГК необоснованными. В компании сообщили, что в 2024 г. по итогам закупочных процедур на Нерюнгринскую ГРЭС будет поставлено 736 тыс. тонн угля, в том числе 180 тыс. тонн было поставлено в первом квартале года, 400 тыс. тонн предстоит отгрузить по итогам второго и третьего кварталов и еще 156 тыс. тонн запланировано на четвертый квартал года.

«Колмар» в текущем году рассчитывает добыть 13,5 млн тонн угля – 5,4 млн тонн на ГОКе «Денисовский» и 8,1 млн на ГОКе «Инаглинский». В 2023 г. «Колмар» произвел 11,5 млн твердого топлива.

Тем временем угледобыча снижается в Чукотском АО. Объем добычи каменного угля в регионе по итогам января-мая 2024 г. составил 561 тыс. тонн, сократившись на 6% относительно аналогичного периода 2023 г. Добычу ведет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd, которая намерена продать актив, но пока не завершила процесс) в пределах Беринговского бассейна (месторождение Фандюшкинское поле в пределах участка Северный Амаам, Анадырский район).

В свою очередь ОАО «Шахта Угольная» за пять месяцев извлекло 18 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, сократив в три раза объем добычи по сравнению с аналогичным периодом 2023 г. Уголь поставляется потребителям в округе – на Эгвекинотскую ГРЭС и объекты «Чукоткоммунхоза». В настоящее время в компании отмечают сокращение спроса со стороны потребителей.

На Сахалине между тем фиксируется рост экспорта угля. В апреле-мае текущего года (1 апреля – период начала навигации) объем угольных поставок вырос на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 2,7 млн тонн. В 2023 г. с Сахалина на экспорт было поставлено 14,4 млн тонн твердого топлива, что на 23% больше, чем в 2022 г. Напомним, что «Восточная горнорудная компания» (ВГК) завершает в регионе строительство наиболее крупного в РФ магистрального угольного конвейера протяженностью 23 км, соединяющего Солнцевский угольный разрез и порт Шахтёрск. В июне было принято правительственное решение о выделении субсидии в размере 614,64 млн рублей на строительство конвейера. В 2023 г. объем добычи ВГК на Солнцевском разрезе составил 14,2 млн тонн, в 2024 г. планируется достичь объема добычи в 15,2 млн тонн.

Читать полностью

Больше материалов