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». 

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.

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

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

[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.

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.

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.

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