По темпам роста производства электроэнергии в январе-ноябре 2023 г. в Дальневосточном ФО лидировали Еврейская АО (рост на 36,8% относительно аналогичного периода 2022 г.) и Якутия (рост на 16,3%). Отрицательная динамика производства наблюдалась в Бурятии, Приморском крае и Амурской области. При этом по объемам производства электроэнергии на Дальнем Востоке первое место занимает Якутия – в январе-октябре 2023 г. в республике было произведено 9511,3 млн кВт*ч (на 18,2% больше, чем за аналогичный период 2022 г.).

Проблемой генерации на Дальнем Востоке остается рост стоимости потребляемого топлива. Дальневосточные электростанции ПАО «РусГидро» по итогам 2023 г. в очередной раз не смогли за счет тарифной выручки покрыть затраты на покупку дорожающего угля и другого топлива. Объем выпадающих доходов по итогам минувшего года, по предварительным оценкам, составил порядка 3,7 млрд рублей. Совет Федерации предложил правительству компенсировать выпадающие доходы из средств федерального бюджета, но решение не принято.

В «Сообществе потребителей энергии» (объединяет промышленных потребителей энергии) полагают, что следует ввести специальное ценообразование для внутренних поставок угля, поскольку в настоящее время уголь торгуется по свободным ценам, а объем расходов компании на покупку топлива ограничивается тарифным регулированием. Цена на энергетический уголь для дальневосточных ТЭС в 2023 г. достигала 3-3,4 тыс. рублей за тонну, в то время как средний уровень цен в РФ в 2023 г. составлял 2,4-2,6 тыс. рублей за тонну. В прошлом году одноставочная цена на электроэнергию (включает цену на мощность и цену на реально выработанные киловатт-часы) на Дальнем Востоке в среднем выросла на 50% по сравнению с 2022 г. Одноставочная цена (без экспорта) накопительным итогом с января по октябрь 2023 г. составила 2,68 рублей за 1 кВт*ч.

Также ПАО «РусГидро» в ноябре минувшего года актуализировало стоимостные параметры модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 – итоговая стоимость проекта составила около 66,3 млрд рублей (без НДС). Проектом предусмотрена модернизация трех блоков на 360 МВт. Его стоимость увеличилась почти в три раза по сравнению с цифрой, указанной на этапе обоснования инвестиций (2019-20 гг.). Тогда проект оценивался в 22,04 млрд рублей. Актуальная цена на 28% превысила предельные типовые затраты на модернизацию.

Напомним, что энергоблоки Владивостокской ТЭЦ-2 (497 МВт) были запущены в 1970-84 гг. Модернизация трех энергоблоков началась в 2021 г., с условием возврата инвестиций за счет повышенных платежей на мощность. Базовый уровень доходности составит 12,5% при ставке ОФЗ 8,5%. К настоящему времени произведена замена турбоагрегата №1 и выполнены комплексные испытания котлоагрегата №1. Первый энергоблок должен быть запущен по завершении аттестационных испытаний. Еще два блока должны заработать в 2028 г.

Более всего – почти в семь раз, увеличилась стоимость работ по главному корпусу ТЭЦ-2, она достигает 3,85 млрд рублей. Также почти в три раза выросла стоимость замены котлов – до 11,34 млрд рублей. В 1,7 раз выросла цена замены трех турбоагрегатов и монтажа вспомогательного оборудования, составив 24,71 млрд рублей. При этом в общую стоимость котлов и турбин «РусГидро» включило расходы на демонтаж старого оборудования, затраты на поставку и монтаж вспомогательных схем.

Проблемой проекта стал и поиск рабочей силы на Дальнем Востоке. На сегодняшний день на площадке объекта задействованы 1,2 тыс. рабочих, в том числе 1,1 тыс. человек привлечены из других регионов, из-за чего «РусГидро» увеличило расходы на командировки на 1,77 млрд рублей. На рост стоимости проекта повлияла необходимость полной замены главного корпуса ТЭЦ и изношенных восьми котлоагрегатов – их заменяют на три новых котла большой мощности (поставщиком является группа компаний «ЗиО»).

В «Сообществе потребителей энергии» по-прежнему негативно относятся к увеличению стоимости проектов «РусГидро» и оплате мощности новых энергоблоков за счет коммерческих потребителей других регионов. В Сообществе настаивают, что «РусГидро» должно софинансировать проекты за счет собственных средств или за счет бюджетных источников, используя механизмы господдержки. Стоит отметить, что модернизация Владивостокской ТЭЦ-2 входит в план развития Владивостокской городской агломерации (одобрен правительством в январе, в плане цена объекта указана в размере 69 млрд рублей).

В сентябре минувшего года ПАО «РусГидро» приступило к строительству в Приморье газовой Артемовской ТЭЦ-2 мощностью 440 МВт (тепловая мощность – 456 Гкал/ч). Газотурбинные установки для станции должны поставить «Силовые машины», паровые турбины – «Уральский турбинный завод», котлы – «ЗиО» («Росатом»). Пуск энергоблоков и завершение строительства станции намечены на 2026 г. Новая ТЭЦ должна заменить выводимые из эксплуатации мощности Артемовской ТЭЦ (построена в 1936 г.).

«РусГидро» также продолжает работы по строительству новой ТЭЦ-4 в Хабаровске. К октябрю 2023 г. на объекте были построены и введены в эксплуатацию станция насосной подпитки теплосети, три бака аккумулятора и компрессорная станция. Завершение строительства намечено на 2027 г. Станция строится для замены Хабаровской ТЭЦ-1 (запущена в 1954 г.).

Также выросла стоимость модернизации угольной Приморской ГРЭС (1,5 ГВт) «Сибирской генерирующей компании» (СГК, подконтрольна «СУЭК») – в 1,8 раза за три года, составив 50,377 млрд рублей. В январе правительство утвердило общий CAPEX модернизации девяти энергоблоков этой ГРЭС. Завершение работ намечено на лето 2026 г.

Проект модернизации данного объекта тоже будет окупаться за счет повышенных платежей за энергомощность. Период окупаемости составит 15 лет, базовая доходность – 12,5% при ставке ОФЗ в 8,5%. За весь период окупаемости платеж энергорынка может превысить 200 млрд рублей, по оценке «Совета рынка». По подсчетам центра экономического прогнозирования Газпромбанка, максимальный платеж для рынка после 2026 г. ожидается на уровне более 7 млрд рублей в год.

Приморская ГРЭС является наиболее крупной тепловой электростанцией на Дальнем Востоке. Она работает на угле Лучегорского угольного разреза. ГРЭС и разрез перешли «СУЭК» от «РусГидро» в 2020 г. в рамках сделки по обмену активами. В СГК рост стоимости проекта объясняют инфляцией, повышением стоимости российского оборудования, увеличением объема работ из-за необходимости соблюдения норм проектирования.

В декабре минувшего года было зафиксировано отставание работ на трех энергоблоках Приморской ГРЭС (пятом, восьмом и девятом) от графиков модернизации. Дата начала поставки мощности восьмого энергоблока Приморской ГРЭС была назначена на 1 сентября 2023 г., пятого – на 1 января 2024 г., девятого – на 1 февраля 2024 г. По состоянию на 15 января после модернизации и испытаний мощность поставляют первый и восьмой энергоблоки, пятый и девятый пока не введены. По информации «Системного оператора» к середине января на Приморской ГРЭС работали шесть блоков на 832 МВт. В 2022 г. коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) Приморской ГРЭС составлял 44%, а выработка – 5,69 млн кВт*ч. Предполагается, что после модернизации КИУМ станции вырастет до 74%, а выработка – до 9,5 млн кВт*ч. В настоящее время станция может работать максимально на 4,5 тыс. часов использования установленной мощности, а после модернизации показатель должен вырасти до 6,5 тыс. часов. При этом в «Сообществе потребителей энергии» подчеркивают, что не предусмотрено ответственности владельца объекта за достижение заявленных целей. В Минэнерго, в свою очередь, заявляли о планах разработки мер ответственности за срыв срока ввода блоков, но какие-либо штрафы введены не были.

Генерирующая компания ПАО «ТГК-14», согласно утвержденным инвестиционным программам на 2024-28 гг., намерена модернизировать энергетические мощности в Забайкальском крае и Бурятии.

Для Забайкалья инвестиционная программа составляет 4,8 млрд рублей. ТГК-14 рассчитывает модернизировать оборудование Читинской ТЭЦ-1 по программе модернизации оборудования тепловых электростанций (КОММод). Проект подразумевает реконструкцию турбин и котлов. Работы по модернизации оборудования станции должны начаться в текущем году. В ближайшие пять лет компания намерена модернизировать систему автоматического регулирования на всех 13 котлах Читинской ТЭЦ-1. Инвестиционной программой в регионе также предусмотрены реконструкция магистральных трубопроводов и строительство тепловых сетей для подключения к централизованному теплоснабжению новых жилых домов и социальных объектов.

Стоит отметить, что для реконструкции Читинской ТЭЦ-1 предполагается задействовать инфраструктурные облигации ДОМ.РФ (соглашение подписано в сентябре 2023 г.). Размер инфраструктурного займа составит 4,4 млрд рублей.

Объем инвестиций в рамках более скромной инвестиционной программы ТГК-14 в Бурятии составляет 1,9 млрд рублей. Программа включает реконструкцию участков тепловой сети на Улан-Удэнской ТЭЦ-1 и Улан-Удэнской ТЭЦ-2, на котельной «Юго-Западная», а также строительство около 3,5 км тепловых сетей.

Следует отметить, что согласно поручению президента РФ В.Путина правительству до 1 июля 2024 г. предстоит совместно с АО «Системный оператор Единой энергетической системы», «НП Совет рынка», «Советом производителей энергии», ГК «Росатом», ПАО «РусГидро», Российским союзом промышленников и предпринимателей, «ВЭБ.РФ» разработать и утвердить программу развития электроэнергетики на территории Дальневосточного ФО до 2050 г.

Сохраняются планы по введению дифференцированных энерготарифов для населения, увеличивающихся при росте объемов потребления электроэнергии. В конце прошлого года стало известно, что ФАС рассматривает возможность пересмотра новых тарифов на электроэнергию на 2024 г. в Иркутской области в связи с тем, что власти региона резко увеличили тарифы на передачу электроэнергии для бизнеса, но не ввели льготные лимиты объемов потребления для домохозяйств. Введение лимитов обусловлено тем, что промышленность субсидирует население, для которого сдерживается рост тарифов. В каждом регионе установлен предельный уровень субсидии.

Правительство намерено обязать регионы при резком увеличении нагрузки на юридических лиц переводить население на новые тарифы с учетом объемов потребления (так называемые дифференцированные тарифы). Соответствующие поправки к законодательству еще находятся в аппарате правительства, тем не менее, между регуляторами и регионами с высоким уровнем потребления достигнута договоренность ориентироваться на данные изменения.

В Минэнерго существуют планы повышения тарифов на передачу электроэнергии для крупных центров майнинга криптовалюты в регионах с локальным энергодефицитом. За счет роста тарифа предполагается побудить криптофермы по крайней мере на время покинуть энергодефицитную территорию. Повышение тарифов для таких центров будет означать отказ от недискриминационного подхода ко всем энергопотребителям.

В Бурятии прогнозируется ввод 356 МВт майнинг-центров (техусловия на подключение уже получили 100 МВт). В республике для юридических лиц на высоком напряжении 1 кВт*ч в среднем стоит 4,3 рубля. Майнинг-центры Бурятии подключаются к магистральным сетям («Россети»), имеют наиболее низкие тарифы и не оплачивают перекрестное субсидирование. В связи с этим в республиканском правительстве рассматривают возможность запретить дата-центрам присоединение к магистральным ЛЭП или повысить тариф для них. По Забайкальскому краю на сегодняшний день отсутствуют точные данные о майнинге. Стоимость 1 кВт*ч для юрлиц на высоком напряжении в крае составляет 4,1 рублей.

Возникновение энергодефицита на юго-востоке Сибири ожидается в 2024 г., а к 2029 г. он, согласно прогнозам, может достигнуть 1,23 ГВт. Созданию энергодефицита также способствует ввод новых объектов Восточного полигона «РЖД» - 413 МВт в Иркутской области, 241 МВт в Бурятии и 212 МВт в Забайкальском крае, расширение Тайшетского алюминиевого завода «Русала» в Иркутской области (690 МВт), масштабное строительство нового жилья.

Для решения вопроса предлагается строить новую генерацию. В «Сообществе потребителей энергии» капитальные затраты на строительство новой генерации на 1,23 ГВт оценивают в 430 млрд рублей. Платеж потребителей оптового рынка на период окупаемости может превысить 1,1 трлн рублей. Но и в данном случае рассматривается повышение тарифов на время строительства новой генерации. Тем не менее для крупных майнинговых центров (с потреблением свыше 50 МВт) перенос (в том числе временный) в другие регионы связан с существенными потерями (до 90% от вложенных инвестиций).

При планах постепенного отказа от сниженных тарифов для промышленности на Дальнем Востоке (неценовая зона) на федеральном уровне принято решение временно сохранить льготные энерготарифы для части бизнеса на Дальнем Востоке. Осенью минувшего года был подписан закон, регулирующий ценообразование в электроэнергетике на Дальнем Востоке и в Арктике. Он вступил в силу с 1 января 2024 г.

Поправки отменяют требования по установлению предельных уровней цен (тарифов) с целью достижения договоренностей о цене на электроэнергию и сроках. Новый закон также обозначает особенности правового регулирования долгосрочных двусторонних договоров купли-продажи, заключаемых на розничных рынках электроэнергии по принципу «take or pay» (бери или плати). Это позволяет заключать двусторонние договоры купли-продажи электроэнергии, потребляемой введенными в эксплуатацию после 1 июля 2017 г. объектами на территориях, не объединенных в ценовые и неценовые зоны оптового рынка.

Для горнодобывающих предприятий механизм действует в течение трех лет – сниженные (льготные) тарифы будут поэтапно повышаться до экономически обоснованного уровня. Механизм будет применяться до 2028 г. ко всем добывающим организациям, которые реализуют инвестиционные проекты в Арктической зоне. Также льготные тарифы сохранятся для предприятий из утвержденного правительством перечня проектов, в который, помимо горнорудных, входят угольные, транспортные, аграрные предприятия.

По расчетам ФАС, в 2024 г. оптовый энергорынок (европейская часть РФ, Урал, Сибирь) может заплатить за сохранение сниженных тарифов в ДФО 31,02 млрд рублей, что на 12,4% (примерно на 4,48 млрд рублей) ниже, чем в 2023 г. Базовый тариф для коммерческих потребителей Дальнего Востока на высоком и среднем уровнях напряжения установлен на уровне 6,83 рубля за 1 кВт*ч (рост на 8,9% по отношению к 2023 г.), а для потребителей на низком напряжении – 8,06 рублей (рост на 9,1% год к году).

Экспортные поставки электроэнергии с Дальнего Востока снижаются. По итогам января-ноября 2023 г. объем экспорта электроэнергии в Китай снизился на 26,6% по сравнению с аналогичным периодом 2022 г., составив 3,16 млрд кВт*ч. Существенное сокращение поставок фиксировалось с конца лета. В августе экспорт сократился на 49,8% к августу 2022 г., в сентябре снижение составило 47%, в октябре – 72%, в ноябре – 61%. В декабре, по предварительным данным, было поставлено порядка 82,6 млн кВт*ч, что примерно на 80% ниже уровня за декабрь 2022 г. В январе текущего года экспорт остается на уровне декабря 2023 г. В Минэнерго снижение поставок объясняли энергодефицитом в дальневосточной энергосистеме и высокой аварийностью дальневосточных ТЭС на фоне роста внутреннего спроса в периоды сильной жары и морозов, а также низкой водностью ГЭС. Стоит отметить, что за 2023 г. энергопотребление в ОЭС Дальнего Востока увеличилось на 3,3% по отношению к 2022 г., до 45,9 млрд кВт*ч.

При этом «Интер РАО» в октябре согласовал с китайской стороной увеличение цены экспортной поставки электроэнергии на размер экспортной пошлины (4-7% при курсе 80-95 рублей за доллар). Общая стоимость поставленной в КНР электроэнергии за январь-ноябрь 2023 г. составила 138,25 млн долларов (970,42 млн юаней). Экспорт электроэнергии в Китай рос с 2021 г., в 2022 г. он достиг рекордных 4,7 млрд кВт*ч. По предварительным данным, по итогам 2023 г. экспорт составил порядка 3,1 млрд кВт*ч, вернувшись к среднегодовым показателям 2012-20 гг. и сократившись на 34% по сравнению с 2022 г.

С начала текущего года средняя цена поставки электроэнергии из РФ в КНР составляла 43,8 долларов США за 1 МВт*ч. Цена формировалась исходя из стоимости производства электроэнергии в провинции Хэйлунцзян (северо-восточный энергоизолированный район Китая). При пошлине в 7% стоимость поставки составит 46,8 долларов за 1 МВт*ч.       

При поставке электроэнергии с Дальнего Востока рентабельность «Интер РАО» ограничена 5%. Изначально холдинг предлагал правительству увеличить рентабельность на размер пошлины, но такой вариант привел бы к росту платежей дальневосточных потребителей, так как остальная маржа экспорта традиционно направляется на снижение платежей местных потребителей. С 2012 г. за счет ограничения рентабельности экспорта потребители Дальнего Востока получили свыше 25 млрд рублей. Таким образом, прекращение экспорта, в случае отказа КНР от включения в стоимость пошлины, также могло негативно отразиться на внутренних потребителях.

Продолжается реализация проектов, направленных на энергоснабжение крупных промышленных проектов. В декабре прошлого года группа «Россети» поставила под напряжение переключательный пункт 500 кВ «Нерген», ставший основным элементом схемы электроснабжения Малмыжского горно-обогатительного комбината ООО «Амур Минералс» (АО «Русская медная компания») в Хабаровском крае (Нанайский район). На объект заведены заходы от линии электропередачи, связывающей центры питания Хабаровского края – подстанции 500 кВ «Хабаровская» и «Комсомольская». Максимальная мощность присоединения составила 250 МВт. Объем инвестиций превысил 12 млрд рублей. Организованы новые транзиты 500 кВ «Хабаровская – Нерген» и «Комсомольская – Нерген» протяженностью 287,5 км и 76,6 км.

На Амурском газохимическом комплексе «СИБУРа» в Амурской области (г. Свободный) в декабре минувшего года завершились строительно-монтажные и пуско-наладочные работы подстанции 500 кВт для электроснабжения завода базовых полимеров. Было получено разрешение Ростехнадзора на подачу напряжения для проведения комплексных испытаний оборудования. Пуск напряжения позволил приступить к наладке основного технологического оборудования завода.

Между тем «Газпром» рассматривает возможность организовать совместно с ГК «Росатом» энергоснабжение Киринского и Южно-Киринского газоконденсатных месторождений в Сахалинской области (проект «Сахалин-3», Киринский участок) с помощью плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ) мощностью до 116 МВт. Стоимость строительства одного блока оценивается предварительно в 45-50 млрд рублей. Проект включен в схему и программу развития электроэнергетики Сахалинской области на 2023-27 гг.

Потребность в мощности для месторождений оценивается в 45 МВт, остальную выработку предполагается распределить между сахалинскими потребителями. Стоит отметить, что пока разрабатывается только Киринское месторождение проектной мощностью 5,5 млрд куб. м газа. Южно-Киринское месторождение планировалось к разработке в 2025 г., время запуска несколько раз сдвигалось в связи с наложенными в 2015 г. санкциями США, ограничившими доступ к поставщикам оборудования для организации подводной добычи.

При стоимости строительства одного ПЭБ в 45-50 млрд рублей, себестоимость выработки может составить 85-88 долларов США за 1 МВт*ч. Выбор в пользу атомной энергетики, а не газовых ТЭС может быть обусловлен проблемами доступа к ключевому оборудованию – газовым турбинам. Киринское месторождение расположено в энергоизолированном районе, что требует создания схемы выдачи в областную электросеть.

На Восточном полигоне «РЖД» ПАО «Россети» модернизирует подстанцию 220 кВ «Февральская». Стоимость проекта составляет 211 млн рублей. На подстанции в ноябре началась замена выключателей, участвующих в работе силового оборудования, также предусмотрено оснащение центра питания цифровыми комплексами релейной защиты. Проект направлен на повышение надежности электроснабжения Дальневосточной железной дороги и потребителей Селемджинского района Амурской области. Ранее замена оборудования была проведена на подстанции 220 кВ «Березовая» в Хабаровском крае.

В сентябре «Россети» приступили к строительству переключательного пункта 500 кВ «Агорта», подстанции 500 кВ «Даурия» и связывающей их ЛЭП протяженностью более 280 км (объекты в рамках второго этапа проекта по расширению Восточного полигона). Кроме того, данный проект направлен на электроснабжение золоторудного месторождения Таборное (Nordgold) и угольного месторождения Сыллахское («АнтрацитИнвестПроект») в Якутии. Проект предполагает возведение в Амурской области переключательного пункта 500 кВ «Агорта» и заходов от двух действующих ЛЭП 500 кВ, обеспечивающих энергетическую связь между Зейской ГЭС и подстанцией 500 кВ «Амурская» (главный центр питания региона), подстанции 500 кВ «Даурия», и линии электропередачи 500 кВ, соединяющей ее с «Агортой». От «Даурии» планируется построить две линии электропередачи 220 кВ до действующей подстанции 220 кВ «Сковородино», которая участвует в электроснабжении газопровода «Сила Сибири».

Следует отметить, что в 2023 г. «Россети» увеличили финансирование ремонтной программы на Дальнем Востоке на 12% по отношению к 2022 г., до 4,8 млрд рублей. В макрорегионе в минувшем году проводился ремонт 2,3 тыс. км линий электропередач и 573 единиц силового и коммутационного оборудования, расчистка 16,9 тыс. га трасс ЛЭП.

В сфере альтернативной энергетики Еn+ Group, КРДВ и правительство Амурской области в сентябре минувшего года подписали соглашение о сотрудничестве при создании ветропарка мощностью 1,058 ГВт в Белогорском районе. Объем инвестиций должен составить 60-70 млрд рублей. Сроки реализации проекта не уточнялись, строительство может начаться в конце текущего года. При этом пока не завершено ТЭО проекта.

Еn+ Group для получения доступа к технологиям намерена привлечь в проект китайского инвестора – Power China (Power Construction Corporation of China Limited). Ожидается, что ветропарк будет генерировать ежегодно около 3,5 млрд кВт*ч для последующего экспорта в КНР. Электроэнергию предполагается поставлять по уже существующей ЛЭП «Амурская – Хэйхэ» в провинцию Хэйлунцзян (предполагается заключить долгосрочный контракт на экспорт). Кредитные средства для финансирования также планируется привлекать в китайских банках (до 70%). Стоимость электроэнергии для потребителей на высоком напряжении в Хэйлунцзяне составляет 740 юаней за 1 MВт*ч (101 доллар за MВт*ч). Но пока экспорт электроэнергии с Дальнего Востока в Китай снижается.

АО «ЮЭСК» (дочернее общество ПАО «Камчатскэнерго») к началу текущего года завершило строительство в Камчатском крае первой промышленной солнечной электростанции мощностью 107,2 кВт в селе Долиновка (Мильковский муниципальный округ). Станция была возведена в дополнение к существующей дизельной электростанции ЮЭСК, она включает 256 солнечных панелей (территория панельного поля составляет 1 га). После введения гелиостанции в промышленную эксплуатацию среднегодовой объем произведенной электроэнергии должен составить порядка 115 тыс. кВт*ч, а расход дизельного топлива – сократиться на 67 тонн в год.

Кроме того, ТОР «Камчатка» в ноябре минувшего года была расширена за счет земельных участков для реализации проекта «РусГидро» по созданию в Олюторском и Карагинском районах автоматизированного гибридного энергетического комплекса с дизельной электростанцией и интегрированной с ней электростанцией на возобновляемых источниках энергии. Объем инвестиций в данный проект оценивается в более чем 1,2 млрд рублей.

Компания «ЭкоЭнерджиГрупп» и КРДВ в сентябре 2023 г. на полях ВЭФ заключили соглашение о реализации проектов в сфере солнечной энергетики в Еврейской АО, Камчатском, Хабаровском и Приморском краях. В данных регионах предполагается построить солнечные электростанции суммарной мощностью 40 МВт. Общий объем инвестиций должен составить 40 млрд рублей. Автоматизированные солнечные электростанции будут построены на территориях опережающего развития «Амуро-Хинганская», «Хабаровск», «Камчатка», в Приморском крае площадка пока не определена (ТОР «Михайловский» или «Приморье»).

Тем временем в Приморском крае резидент СПВ ООО «Эко-технологии» (подконтрольно заместителю председателя краевого парламента, приморскому предпринимателю-единороссу Д.Текиеву) намерено построить в поселке Славянка (Д.Текиев представляет данную территорию в Заксобрании) завод по производству ветроэнергетических установок (ВЭУ). В месяц предприятие будет выпускать до 130 ветрогенераторов мощностью около 500 кВт (каждый), а также оказывать услуги по ремонту и обслуживанию энергоустановок. Выпуск первых ветрогенераторов намечен на 2026 г. Объем инвестиций в проект оценивается в 69 млн рублей. Предполагается, что в проекте будут использованы китайские компоненты и технологии, однако в компании не уточняли предполагаемых партнеров.

Что касается атомной энергетики, то «Росатом» рассматривает возможность поставки в город Певек Чукотского АО дополнительного модернизированного плавучего атомного энергоблока (ПЭБ). Технико-экономические параметры проекта пока не уточняются. На ВЭФ в сентябре прошлого года входящее в «Росатом» АО «Чукотатомэнерго» и власти Чукотского АО заключили меморандум по вопросу изучения целесообразности энергообеспечения инвестиционных проектов в округе с использованием ПЭБ. Строительство плавучей электростанции в основном осуществляется на верфи, что сокращает расходы на завоз необходимых для строительства материалов и оборудования в период навигации.

«Росатом» уже имеет твердый заказ на строительство четырех ПЭБ на 420 МВт в Чаун-Билибинском энергоузле (мыс Наглёйнгын) в целях энергоснабжения Баимского ГОКа. Кроме того, летом 2023 г. «Росатом» и власти Чукотского АО заключили соглашение о сотрудничестве по вопросу реализации в регионе проекта атомной станции малой мощности (АСММ) на базе реакторной установки «Шельф-М» в целях энергоснабжения принадлежащего «Росатому» золоторудного месторождения Совиное (Иультинский район), которое, как и Баимский ГОК, входит в Чаун-Билибинскую промышленную зону. Тепловая мощность реактора составляет 35 МВт. В 2024 г. предполагается завершить технические проекты реакторной установки и основного технологического оборудования. Ввод станции в эксплуатацию намечен на 2030 г.

Напомним, что с 2020 г. в Певеке действует плавучая АЭС «Академик Ломоносов» установленной мощностью 70 МВт, но станция пока не вышла на проектную мощность из-за выявленных дефектов трубной системы парогенераторов. На 2024 г. намечен ремонт трех парогенераторов на втором блоке. На мощность в 70 МВт станция должна выйти в 2025 г.

Необходимость новой генерации связана с тем, что в Чаун-Билибинском энергоузле за счет предприятий горнорудной отрасли ожидается ежегодный рост потребления в среднем на 13%, с достижением 715 млн кВт*ч к 2027 г. При этом в 2025 г. должна быть закрыта Билибинская АЭС (36 МВт). Кроме того, «РусГидро» планирует после 2027 г. закрыть устаревшую угольную Чаунскую ТЭЦ на 30 МВт (действует с 1944 г.). На замену ей рассматривается строительство новой Арктической ТЭС в Певеке мощностью 75 МВт (к 2029 г.).

Между тем в Минэнерго в ноябре 2023 г. подтвердили рассмотрение возможности построить атомную электростанцию в Приморском крае. Предварительно срок строительства станции оценивается в десять лет – оно может завершиться между 2035 г. и 2042 г. АО «Системный оператор единой энергосистемы», «Росатом» и Минэнерго создали совместную рабочую группу по проекту. Предполагается, что электростанция будет состоять из двух блоков мощностью по 600 МВт (общая мощность – 1,2 ГВт). Объем инвестиций в проект предварительно оценивается в 5-7 млрд долларов США, но механизм финансирования пока не определен. Выбрать площадку для размещения будущей АЭС предполагается в течение 2025 г.

Ограничения дальневосточной электросетевой инфраструктуры требуют использования энергоблоков средней мощности, но стандартные проекты «Росатома» предусматривают большие реакторы типа ВВЭР-1000 и ВВЭР-1200, а коммерческие образцы средних блоков пока отсутствуют.

Возможность строительства двухблочной Приморской АЭС на 600 МВт или 1 ГВт рассматривалась в 1990-х гг.. Целесообразность строительства данной АЭС для целей экспорта находится под вопросом, поскольку Китай располагает собственной программой по развитию атомной энергетики в стране. 

По прогнозу МТС почти половина – 46,3% – из 6,6 млн реализуемых в России электросчетчиков в 2023 году будет работать с использованием технологий интернета вещей. К 2024 году это значение достигнет 75,8%, а к концу 2025 года – 95,8%. К этому времени интеллектуальными счетчиками коммунальных ресурсов будет оснащена каждая вторая квартира в стране. Свой вклад в достижение этих показателей вносит владивостокское подразделение компании «Миртек».

До 2016 года в России производство было лишь в Таганроге, но интересы роста подтолкнули к открытию производства во Владивостоке. Тогда на Дальнем Востоке уже реализовывалась практика территорий опережающего развития, сулившая компаниям серьёзные налоговые льготы. В 2018 году «Миртек» стал резидентом свободного порта Владивосток.

– Компания пользуется господдержкой: это нулевой налог на прибыль в течение пяти лет, нулевой налог на имущество – также на пять дет, 7,6% страховых взносов вместо 30% базовых на протяжении 10 лет, - говорит директор «КРДВ Приморье» Алексей Дунаев.

Вскоре после запуска клиентами «Миртека» стали крупные компании, включая «РусГидро», а спустя короткое время востребованная продукция разошлась по всему Дальнему Востоку. Предприятие во Владивостоке выпускает умные счётчики серий Миртек-212-РУ и Миртек-232-РУ на основе полного производственного цикла, который включает в себя сборку, программирование, поверку и упаковку..

Преференции, которые дает режим резидента СПВ, облегчает аккумуляцию и привлечение средств на развитие производства. Этой возможностью и воспользовались в «Миртеке», закупив дополнительное оборудование.

– До модернизации завода мы могли выпускать до 10 тысяч приборов учета в месяц, после – уже до 15 тысяч, – рассказывает генеральный директор компании «Миртек» Никита Шебалков.

Продукция «Миртека» разрабатывается в собственном конструкторском бюро. Платы и часть комплектующих тоже выпускают сами. После ввода санкций компании пришлось провести большую работу по смене поставщиков микроконтроллеров. Сейчас нужные элементы закупаются у трех разных партнёров, причём для внедрения новых комплектующих понадобилась серьёзная работа по их адаптации к существующим решениям и требованиям на соответствие утвержденному типу.

Нынешний прирост производительности – промежуточный шаг в стратегии кратного увеличения выпуска умных счетчиков. В планах построить в 2026 году ещё одно предприятие полного цикла. В КРДВ в свою очередь готовы представить необходимый земельный участок, инфраструктуру, а также оказать содействие по созданию свободной таможенной зоны для ввоза комплектующих из-за границы.

Сомнений в том, что продукция нового завода будет востребована, в компании нет. Умные счётчики не только ведут учёт потребленным киловаттам и автоматически передают данные в энергокомпанию. Они стоят на страже интересов потребителя, собирая для него всю необходимую информацию, к примеру, насколько качественную электроэнергию вам продают и подают.

– К примеру, был скачок напряжения и у вас сгорел телевизор или холодильник, - рассказывает Никита Шебалков. – Наш счетчик все зафиксировал, и у вас есть документально подтвержденные данные о произошедшем, на основании которых вы можете выставить претензию.

По закону ни одна новостройка не принимается в эксплуатацию, если она не оснащена умными счетчиками. А вот заменять уже установленные старые устройства на умные должен поставщик ресурсов за свой счёт. Причём в 1 января 2022 года разрешена установка только интеллектуальных приборов учета электроэнергии. Когда такое устройство появится в конкретной квартире, зависит от срока истечения действующей поверки счетчика.

Справка:
На территории РФ сосредоточено не менее 20% мировых запасов пресных вод. Ежегодный объем стока рек страны оценивается в 4,3 тыс. куб. км, а их гидроэнергетический потенциал – свыше 800 млрд кВт/ч в год, из которого освоено пока порядка 22%, тогда как в ряде развитых стран этот показатель доходит до 80% и выше.

 

Энергия продвинутых

Сегодня доля гидрогенерации в общем энергобалансе мощности России составляет 20%, прежде всего, благодаря тому значительному заделу, который был сделан в советское время. В последующем развитие гидроэнергетики замедлилось, крупных станций сейчас не строится, а в сегменте ВИЭ приоритет отдается ветровым и солнечным технологиям выработки энергии, констатирует директор Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей ВШЭ Илья Долматов.

О недостаточном внимании к возможностям гидроэнергетики говорят в регионах. По словам главы Якутии Айсена Николаева, гидроэнергетические ресурсы республики оцениваются в 260 млрд кВт/ч в год (это 60% потенциала всего Дальнего Востока), но из них освоено лишь 1,5%.

Самокритичны в федеральных ведомствах. «Мы хотели бы видеть большие объемы гидроэнергетики и объемы, как минимум, сопоставимые в процентном отношении с экономически развитыми странами, с которыми можно нас сопоставлять, но воз и ныне там», - сетует замминистра энергетики РФ Евгений Грабчак.

В России есть две крупные компании, которые занимаются гидрогенерацией - «РусГидро» и «ЕвроСибЭнерго» (входит в En+ Group) - но у них, продолжает чиновник, нет активных и конкретных шагов, чтобы в ближайшее время закипело строительство ГЭС. «Компетенции есть, и строим мы объекты генерации достаточно неплохо. В Министерство энергетики регулярно приходят компании, говорят, что они просто так не готовы вкладываться в развитие гидрогенерации, государство должно помочь. Мы понимаем, что помощь государства ограничена, и чтобы добиться этой помощи нужно предпринимать активные действия», - сказал Евгений Грабчак.

У гидроэнергетических компании нет мощного лобби, как у представителей других генераций, утверждает генеральный директор ПАО «РусГидро» Виктор Хмарин. «Если государство разбирается, не надо принимать решения только в отношении тех, кого большинство. Да, тепловиков большинство, но мультипликативный эффект от строительства новых ГЭС в разы превышает все возможные гипотетические краткосрочные эффекты от тепловой генерации», - убежден гендиректор АО «ЕвроСибЭнерго» Михаил Хадриков.

 

Когда стоит плотина

Нельзя сказать, что гидроэнергетики не строят планы на будущее. Например, «РусГидро» прорабатывает возможность начала возведения в Амурской области Нижне-Зейской (400 МВт) и Селемджинской (100 МВт) ГЭС. Они необходимы для защиты территорий от паводков совместно с Зейской гидроэлектростанцией и покрытия перспективных нагрузок ОЭС Востока. «Мы видим, как Приамурье топит практически каждый год. Как с этим справляться? Ничего кроме каскада водохранилищ, которые способны срезать пики наводнений, человечеством не придумано», - рассуждает Виктор Хмарин.

Есть планы и по более крупным объектам в свете растущих потребностей экономики ДФО, включая перспективы электрификации Байкало-Амурской магистрали. Это Мокская ГЭС на реке Витим в Бурятии (мощностью 1200 МВт) и Канкунская ГЭС в Якутии (1000 МВт).

Однако сроки реализации этих проектов неизвестны. «Если экономически рассчитать на 15 лет, гидростанция любой угольной станции проиграет. Но если мы рассчитываем на будущие поколения, то есть на весь срок полезного использования объекта, тогда ГЭС с каждым десятилетием становится ближе к вечному двигателю, потому что она не требует никакого топлива, плотина может жить более 100 лет. Дальше станция амортизируется, становится естественным ландшафтным объектом, – говорит глава «РусГидро». – Тогда как любая ТЭС 30 лет прогорела, оставила за собой угольные кратеры и испорченную экологию вокруг».

В самом деле, из-за высокого CAPEX`а строительство ГЭС проблематично, подтверждает председатель правления АО «Системный оператор единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Федор Опадчий. Куда проще заменить на ГРЭС турбину, которая проработает еще 15 лет – это будет самый дешевый киловатт с учетом капвложений. «За счет относительно недорогого топлива и из-за высокой стоимости привлечения финансирования часто модернизация старой тепловой электростанции в сегодняшних экономических расчетах по конечной цене электроэнергии оказывается дешевле, чем строительство новой станции», - пояснил Федор Опадчий.

Еще один фактор, сказывающийся на развитии гидроэнергетики, – длительность сроков возведения ГЭС, превышающих обычно десять лет. Длительный временной период не позволяет гидростанциям включаться в действующие сейчас в оптовом рынке мощности механизмы ликвидации перспективных локальных дефицитов мощности, констатирует эксперт.

Чтобы сдвинуть ситуацию с мертвой точки, необходима оптимальная экономическая модель. Решая вопрос привлекаемого капитала, нужно научиться считать комплексный эффект от ввода ГЭС. Отдача от гидрогенерации не исчерпывается лишь выработкой электроэнергии, подчеркивает глава СО ЕЭС. Следует принимать во внимание противопаводковый эффект, возможность улучшения транспортных схем, так как плотины часто используются вместо мостовых сооружений, отсутствие прямых выбросов СО2, что можно монетизировать при реализации низкоуглеродной стратегии, а также рассчитывать на привлечение льготного «зеленого» кредитования.

ГЭС важны и как источник высокоманевренной мощности в обеспечении надежного функционирования энергосистемы. Эта роль, отмечают в АО «СО ЕЭС», приобретает все большее значение в связи с тенденцией на увеличение в энергосистеме доли атомных, солнечных и ветровых электростанций.

 

Немало воды утечет

Большая генерация – это социальная отрасль, объясняет Виктор Хмарин. «Она строится в рамках ДПМ (договор о предоставлении мощности – прим. ред.) либо каких-то конкурсов. Если страна считает, что необходимо строить большие гидростанции, наверное, нужно определяться с механизмом. Здесь компания может выступить проектировщиком, застройщиком, квалифицированным эксплуатантом. Но как инвестор – у нас баланс не бездонный. И проблем социальных, прежде всего связанных с энергетикой Дальнего Востока, которые компания на себе тянет, гораздо больше. Мы не способны сами на своем балансе это вытягивать», - заявил гендиректор «РусГидро».

Как проинформировал Федор Опадчий, сценарий развития электроэнергетики России до 2050 года предусматривает сохранение текущей доли выработки ГЭС на сегодняшнем уровне. Правда, с учетом среднегодового прироста электропотребления до 1% (1438 млрд кВт/ч в 2050 году) требуется увеличить выработку по ГЭС относительно текущего уровня, что невозможно без запуска новых станций. До 2050 года для обеспечения целевых показателей потребуется ввод в работу около 22 ГВт генерирующих мощностей на ГЭС и ГАЭС (гидроаккумулирующих электростанций).

К настоящему времени рабочей группой под эгидой Минэнерго подготовлен перечень приоритетных проектов размещения таких объектов. В него включены восемь ГЭС суммарной установленной мощностью 4725 МВт и шесть ГАЭС на 6540 МВт. Однако механизмы относительно доступного финансирования новых проектов еще предстоит выработать.

«Что-то нужно делать со стоимостью капитала, поскольку его привлечение на рыночных условиях с учетом рыночной стоимости денег не укладывается в тот 100-летний цикл, в который гидростанция проработает в пользу будущих поколений», - заключил Федор Опадчий.