По пути удвоения

Модернизация Восточного полигона стартовала в 2013 году (ее предтечей послужила программа реконструкции участка Комсомольск – Советская Гавань с прокладкой второго Кузнецовского тоннеля). За этот период введено немало двухпутных вставок и вторых главных путей, станций и разъездов, объектов электроснабжения, локомотивного хозяйства и пр.

Только на Дальневосточной магистрали в прошлом году работы велись на более чем 160 объектах, что стало рекордом по масштабу строительства. По всему полигону, и в большей степени на БАМе, было занято около 15 тыс. строителей.

Однако возможностей инфраструктуры по-прежнему не хватает. Ситуацию усугубляет продолжающаяся с 2022 года трансформация внешнеэкономической логистики, которая привела к повышенному спросу на данное направление. В настоящий момент немалая часть участков БАМа и Транссиба работает с высоким уровнем загрузки.

«Восточный полигон – важнейший для страны проект. Сегодня на нем есть определенные инфраструктурные ограничения, грузы борются за право проехать», – констатирует сенатор Валерий Васильев.

По его словам, из-за проблем на железных дорогах часть грузопотока переключается на автотранспорт. Парк грузовых машин увеличился, но вместе с тем выросли нагрузки на дорожную сеть, не лучшим образом выглядит ситуация и с экологией из-за увеличившихся выбросов в окружающую среду.

Дефицит пропускных способностей на востоке серьезно влияет на ряд бюджетообразующих отраслей, например, угледобывающей промышленности. В Иркутской области обеспокоены, что за первые два месяца 2025 года объемы вывоза угля на экспорт в восточном направлении сократились на 45%. Похожая ситуация складывается в Хакасии. Гарантию от РЖД по экспортным отправкам топлива на этот год имеет только Кемеровская область.

Инфраструктурные проблемы непосредственно сдерживают социально-экономическое развитие восточных территорий, поскольку доставлять грузы в ДФО становится все более затратно, свидетельствует председатель комитета Госдумы по развитию Дальнего Востока и Арктики Николай Харитонов. «Если в 2023 году доставка 40-футового контейнера стоила 320-360 тыс. руб., то в 2024-м далеко за 600 тыс. руб. Если раньше, к примеру на Магадан, контейнер шел 40 дней, то теперь идет от 2,5 до 3 месяцев. Рост ставок во многом связан с пропускной способностью железных дорог в восточном направлении», – считает депутат.

В этом плане определенные надежды он связывает с дальнейшей модернизацией БАМа, превращения его в полноценную двухпутную магистраль по результатам третьего этапа реконструкции.

Значительные изменения произошли к настоящему времени. Так, провозные способности по итогам второго этапа в сравнении с первым выросли на участке Хани – Тында с 21,4 млн до 54,6 млн т в год, Нерюнгри – Тында с 7,9 млн до 27,7 млн т, Тында – Улак с 25,1 млн т до 34,5 млн т, Улак – Февральск с 24,3 млн до 50,1 млн т, Февральск – Новый Ургал с 24,3 млн до 52,7 млн т, Новый Ургал – Комсомольск-Сортировочный с 24 млн до 48,6 млн т, Комсомольск-Сортировочный – Ванино с 39,8 млн до 81,8 млн т, Тында – Штурм с 15,8 млн до 54,9 млн т, Волочаевка – Комсомольск-Сортировочный с 27,8 млн до 30 млн т. 

От рудников до портов

Инфраструктурное развитие помогает железнодорожникам увеличивать прием грузов на ДВЖД с других дорог плюс обеспечивать рост собственной погрузки. В свою очередь растущий грузопоток влияет на загрузку морских терминалов.

«Программа модернизация Восточного полигона тесно связана с развитием морских портов и пунктов пропуска региона. Так, объемы перевозок в данных направлениях с 2021 года увеличены на 3,7%, в том числе за счет ввода в эксплуатацию ООО «Морской порт Суходол» и мостового пункта пропуска Нижнеленинское – Тунцзян, а также увеличения объемов перевозок в адрес ООО «Порт Вера», АО «Восточный порт», АО «Терминал Астафьева», ООО «Восточный нефтехимический терминал», – рассказали EastRussia в управлении ДВЖД.

Если в 2019 году, перед вторым этапом модернизации, на Дальневосточной дороге выгрузка составляла в среднем 5,9 тыс. вагонов в сутки, то в 2024-м – 6,1 тыс.

Несмотря на регулярно звучащую критику в адрес РЖД относительно проблем с вывозом через Дальний Восток грузов, нельзя не отметить факта вовлечения в хозяйственный оборот новой сырьевой базы. В частности, одним из драйверов роста перевозок в регионе стало ООО «АнтрацитИнвестПроект», которое с сентября 2023 года приступило к отправке угля, добываемого на Сыллахском месторождении в Якутии. Погрузка осуществляется на станции Талума. По итогам 2024 года грузоотправителем отгружено 1,18 млн т топлива, которое направляется в сторону погранпереходов с КНР и Находкинского порта.

Увеличивает отправки сырья ООО «Огоджинская угольная компания» с Сугодинско-Огоджинского разреза в Амурской области. За 2024 год эта компания на станции Февральск погрузила 1,4 млн т угля, в том числе на экспортные направления.

Запуск в эксплуатацию горно-обогатительного комбината на базе Малмыжского медного месторождения в Хабаровском крае также влияет на погрузку ДВЖД. Отправки начались в июле 2024 года со станции Селихин, и за неполный год они составили 186,6 тыс. т.

Примечательно, что в 2022 году возобновилась добыча на Куранахском ильменит-титаномагнетитовом месторождении в Амурской области (погрузка осуществляется на станции Олекма). АО «Байкало-Амурская горнорудная корпорация» модернизировало производство, установив вторую мельницу для измельчения руды, что увеличило производственную мощность рудника на 50%. Погрузка концентрата в 2024 году составила 664 тыс. т с приростом к 2023-му в 2,2 раза. Компания в основном отправляет свою продукцию в Китай через погранпереходы Гродеково – Суйфэньхэ и Нижнеленинское – Тунцзян.

Этап закончен – этап продолжается

На состоявшемся в феврале этого года правлении РЖД официально объявлено о завершении второго этапа модернизации Восточного полигона с достижением целевого параметра провоза грузов в объеме 180 млн т ежегодно по направлению к портам и пограничным переходам (этот грузопоток не предусматривает импорт, внутренние перевозки). Возможности инфраструктуры по итогам первого этапа суммарно не превышали 144 млн т.

Стоит сказать, что на некоторых объектах, предусмотренных вторым этапом модернизации, работы еще продолжаются. «Актуализированные нормативно-правовые нормы в области обеспечения строительства позволяют открывать рабочее движение [на путях, разъездах] с безусловным обеспечением безопасности до полного окончания строительства объекта. В этом году на уже открытых объектах БАМа и Транссиба строительство будет продолжено, эти работы не влияют на организацию движения на полигоне», – заверили в РЖД.

В частности, идет реконструкция участка Нерюнгри – Бестужево (Тында), отчего зависит вывоз угля с месторождений на юге Якутии. В прошлом году здесь открылось движение поездов через обновленный разъезд Якутский и новый разъезд на перегоне Могот – Гилюй. Сегодня работы затрагивают реконструкцию станции Беркакит, разъезд на перегоне Оборчо – Окурдан, двухпутные вставки Нагорная-Якутская – Аям и Могот – Рихард Зорге.

В Приморском крае на перегоне Рязановка – Сухановка продолжается строительство второго пути. Это главный на сегодня лимитирующий участок на однопутной линии Барановский – Хасан. Поскольку путь проходит здесь через перевал, движение грузовых составов в одном направлении осуществляется с подталкивающей тягой. Уже в другом направлении тепловоз-толкач возвращается резервным локомотивом, занимая одну из ниток графика, что нерационально при растущем поездопотоке.

Отметим, перспективы перевозок здесь в первую очередь связаны с увеличением грузопотока в адрес сухопутного погранперехода Камышовая – Хуньчунь (объем перевозок должен возрасти до 8 млн т ежегодно) и портов Посьет, Славянка, Зарубино.

Крупнейшим незавершенным проектом в рамках модернизации Восточного полигона остается электрификация линии Волочаевка-2 – Комсомольск – Ванино, сдача которого в свое время была перенесена на 2026 год. Здесь устанавливаются опоры контактной сети, идет монтаж cамонесущего изолированного кабеля для ЛЭП, прокладывается кабель по устройствам СЦБ и связи. На участке Волочаевка-2 –Комсомольск-Сортировочный развернуто строительство пяти тяговых подстанций (Разьезд №21, Эльбан, Комсомольск, Джелюмкен, Литовко), а на участке Комсомольск-Сортировочный – Ванино – семи (Кун, Кумтэ, Эльдиган, Аксака, Оунэ, Джигдаси, Тумнин). 

Третий – не лишний

В этом же году программа модернизации БАМа и Транссиба выходит на третий этап. По плану необходимо построить более 2 тыс. км вторых путей и свыше 1,5 тыс. искусственных сооружений (мостов, тоннелей, водопропускных труб и т.д.) На сегодняшний день на ДВЖД ведется проектирование, при этом на восьми объектах начаты подготовительные работы. За последнее время получено положительное заключение экспертизы по строительству вторых путей и вставок на участках Новый Ургал – Комсомольск и Комсомольск – Ванино, реконструкции станций Февральск и Верхнезейск.

Инвестиции в третий этап оцениваются в 3,7 трлн руб. «Самый дешевый был первый. Там было большое количество объектов – почти 1,1 тыс. – но в стоимостном выражении это меньше 700 млрд руб. Второй этап – уже более капиталоемкие вещи (около 1,1 трлн руб. – Прим. ред.), а то, что осталось на сегодня, это самые дорогие, тяжелые мероприятия», – объяснял ранее заместитель гендиректора ОАО «РЖД» Андрей Макаров.

К третьему этапу относится создание таких крупных сооружений, как новые Северомуйский, Кодарский, Кузнецовский тоннели, а также второй мост через Амур у Комсомольска. Тоннелестроители готовы самостоятельно привлечь банковские средства в их строительство при условии, что РЖД в течение десяти лет после сдачи объектов будет с учетом процентов возвращать деньги с прибыли от перевозки грузов.

Как уточнили в ДВЖД, к настоящему моменту по мосту у Комсомольска выполняются инженерно-геодезических изыскания, по Кузнецовскому тоннелю изыскания завершены, ведется разработка и согласование основных проектных решений.

По завершению третьего этапа модернизации Восточного полигона на большем протяжении главного хода БАМа пропускная способность увеличится более чем вдвое, до 81 пары поездов в сутки. Участок, который выйдет на большую мощность – Комсомольск – Ванино, поскольку он принимает и передает вагонопоток еще и с Транссиба. Пропускная способность этой линии возрастет с 53 до 86 пар поездов в сутки.

Участки Транссибирской магистрали, расположенные на Дальнем Востоке, в среднем увеличат пропускную способность на 10 пар поездов. Так, от станции Волочаевка-1 до Смоляниново она возрастет с 97 до 107 пар, прежде всего, благодаря модернизации системы тягового электроснабжения, что позволит сократить межпоездной интервал. Вместе с тем развитие получит ряд станций. На том же участке от Волочаевки до Смоляниново необходимо реконструировать 12 раздельных пунктов плюс построить участок пути в обход Хабаровского узла.

Акцент в модернизации Транссиба будет сделан на еще одно стратегическое направление – линию Смоляниново – Находка, которая обеспечивает существенный объем выгрузки грузов. Этот участок по итогам III этапа сможет увеличить ежесуточный пропуск поездов с 64 до 110 пар. Поскольку железная дорога здесь проходит через крутые перевалы, для обеспечения роста перевозок к портам Находка и Восточный придется строить обходные пути с тоннелями по аналогии, как это было сделано на перегоне Шкотово – Смоляниново. 

Что дальше?

В этом году на модернизацию БАМа и Транссиба предусмотрено 116,9 млрд руб., тогда как в 2023-м отводилось 250 млрд, в 2024-м – 336 млрд руб. С одной стороны, снижение можно объяснить тем, что по многим объектам в основном намечены проектные работы, тогда как финал второго этапа, пришедшийся на 2024 год, охватил не только большую часть строек, но и монтаж, пусконаладку дорогостоящего оборудования (например, современной микропроцессорной системой управления движением поездов было оснащено 62 станции Восточного полигона).

Между тем уже появлялась информация о том, что инвестпрограмма «Российских железных дорог» на ближайшую пятилетку может быть заметно сокращена, и проект реконструкции БАМа и Транссиба не станет исключением.

В РЖД тему о возможных корректировках третьего этапа и темпах финансирования не комментируют, но подтверждают неизменность планов – к 2030 году нарастить провозные способности Восточного полигона до 210 млн т, а к 2032-му – до 270 млн т (в дальнейшем прирост мощностей должно обеспечить открытие трех больших тоннелей и моста через Амур).

Эксперты не исключают, что по третьему этапу может возникнуть некая пауза из-за нехватки средств, в то же время необходимо понимать, какие виды грузов обеспечат дальнейшую загрузку Восточного полигона, учитывая высокую волатильность сырьевых товаров на мировых рынках.

Сейчас видны перспективы по увеличению экспортных перевозок удобрений, зерна, черных металлов, говорит первый заместитель гендиректора Центра стратегических разработок Татьяна Горовая. Конечно, в сравнении с углем это, возможно, не столь существенный объем, вместе с тем это согласуется с задачей государства увеличивать вывоз несырьевого экспорта, как продукции с более высокой добавленной стоимостью.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— На Дальнем Востоке дефицит энергии…

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

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

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

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

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

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

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

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

— Потребитель как ощутит или уже ощутил модернизацию?

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

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

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

— На следующий год какие планы в части модернизации?

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

— У вас действует концессионное соглашение по Лучегорску…

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

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

— Что с долгосрочными планами?

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

Локомотивы потребления

По итогам 2025 года потребление электроэнергии в ДФО может вырасти на 3 млрд кВт/ч или 4,5% относительно предыдущего результата и достигнуть 76,1 млрд кВт/ч, а потребление мощности – примерно на 500 МВт, до 11,3 ГВт. На итог может повлиять климатический фактор — нынешняя зима будет отличаться от прошлой, более теплой относительно среднестатистических показателей. Вместе с тем растут запросы самих потребителей, включая новые предприятия.

Сегодня положительная динамика потребления электроэнергии наблюдается практически по всем субъектам федерального округа. Основной вклад в ее увеличение вносит энергосистема Хабаровского края, где 16-процентный рост за 8 месяцев в сравнении с аналогичным периодом 2024 года во многом обязан Малмыжскому горно-обогатительному комбинату, который набирает темпы производства.

Добывающая промышленность стала лидером по росту потребления электроэнергии в ДФО среди предприятий различных видов экономической деятельности (+22,5% к январю-августу 2024 года), информирует первый зампред правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Сергей Павлушко. Вместе с тем свое влияние оказывает развитие транспортной инфраструктуры. В первую очередь это касается железнодорожного транспорта. Согласно прогнозу СО ЕЭС, в ДФО к 2031 году из суммарно оцениваемого в 3,1 ГВт прироста энергопотребления до 40% будет приходиться на Восточный полигон (кстати, сейчас продолжается электрификация линии ДВЖД Волочаевка-2 – Комсомольск – Совгавань, при этом предполагается, что участок Волочаевка – Комсомольск перейдет на электротягу уже в следующем году). Еще 32% придется на т.н. мелкомоторную нагрузку и население, 24% – на добывающую отрасль, 4% – на металлургию. 

Не дать иссякнуть энергии

Специфика энергосистемы Дальневосточного федерального округа в том, что она фрагментирована: пять регионов (Амурская область, ЕАО, Хабаровский край, Якутия, Приморье) входят в объединенную энергосистему Востока, два (Забайкалье, Бурятия) – в ОЭС Сибири, а еще четыре (Камчатка, Чукотка, Сахалин и Магаданская область) работают в изолированном режиме. И во всех сегментах сказываются накопленные годами проблемы, как, например, небольшие резервы мощностей.

«У нас достаточная аварийность на генерирующем оборудовании, которое недофинансировано годами ранее и, как следствие, имеющее не сильную надежность в своей работе», – рассказал Сергей Павлушко, заверив, что энергетиками проводятся различные мероприятия, минимизирующие риски.

Так, для обеспечения устойчивого прохождения осенне-зимнего периода и поддержания надежности энергоснабжения Приморья завершается строительство подстанции 500 кВ Варяг и ЛЭП 500 кВ Приморская ГРЭС – Варяг. Ввод этих объектов обеспечит надежный переток мощности в приморскую энергосистему, хотя остаются риски по другим контрольным сечениям, говорит представитель СО ЕЭС.

В то же время в объединенной энергетической системе Востока вследствие ее замкнутости нарастает нехватка электроэнергии. «Первый дефицит появляется в 2026 году – это 1,5 ГВт. Сейчас активно работаем с Минэнерго РФ по вопросам, которые помогут это нивелировать», – проинформировал директор департамента инвестиционного развития Дальнего Востока и Арктики Минвостокразвития Илья Чернов.

Ситуацию может усугубить достижение Зейским водохранилищем уровня мертвого объема (УМО), ниже которого нельзя поддерживать надежную работу гидротехнических сооружений. По счастью в этом году был большой приток воды, отметил Сергей Павлушко, благодаря чему удалось восстановить водные ресурсы, что позволит увеличить выработку Зейской ГЭС в предстоящий сезон и за счет этого покрыть потребность в электроэнергии в ОЭС Востока. По его словам, дефицита электроэнергии вплоть до начала 2027 года не ожидается. А в 2027-м уже должны появиться новые источники энергии – солнечные электростанции, к 2028-му – ветрогенерация (о перспективах развития энергетики на основе ВИЭ см. материал EastRussia «Приамурье запитают солнца»). В федеральном округе запланировано к реализации 520 МВт ветровых и 1,7 ГВт солнечных электростанций.

Одну из крупнейших СЭС построят в Еврейской автономной области. «В октябре началось строительство солнечной электростанции в районе села Камышовка. Коллеги защитили по экономии этот проект, и сегодня они занимаются непосредственно подготовкой, уже на земле. На строительство у них всего два года. То, что они делают, [обеспечит] стабильное энергоснабжение, потому что для Еврейской автономной области это проблема. Проблема приглашать инвесторов и запускать проекты, когда не хватает мощностей», – пояснила губернатор ЕАО Мария Костюк. 

Инвесторы оценивают риски

Действительно, на ситуацию со стабильным обеспечением теплом и электроэнергией должна повлиять реализация инвестиционных планов. Обновленная редакция Схемы и программы развития электроэнергетических систем России в 2025-2030 годы (СиПР) находится сейчас на рассмотрении в Минэнерго РФ. Так, с учетом прогнозируемого среднегодового темпа прироста потребления электроэнергии в ДФО на уровне 4,6% документ предусматривает строительство более 3,7 ГВт новой тепловой генерации в регионе: 1,3 ГВт на угольном топливе и почти 2,4 ГВт – на газе. В настоящее время строятся на замену выбывающих мощностей ТЭЦ в Артеме и Хабаровске, плюс два энергоблока будут введены на Партизанской ГРЭС. Срок запуска объектов – 2027 год.

Вместе с тем остается нерешенным вопрос с проектами по строительству генерации суммарной мощностью около 900 МВт (без учета сегмента ОЭС Сибири). На участие в конкурентных отборах мощности, предусматривавших строительство станций в Хабаровском крае и Приморье на 500 МВт, не было подано ни одной заявки, что создает угрозу серьезных ограничений для промышленных потребителей, подчеркнул сенатор от Хабаровского края Виктор Калашников.

Потенциальных инвесторов не устроили экономические параметры проектов, уточнил Сергей Павлушко. «Нужно отметить специфику самой территории, вопросы с топливообеспечением, с высокой кредитной ставкой. Главная генерирующая компания, которая работает на Дальнем Востоке, – это «РусГидро». У нее высокая закредитованность в силу того, что она уже реализует на Дальнем Востоке много инвестиционных проектов, и в нынешних условиях ей сложно кредитоваться», – пояснила замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Ольга Арутюнова.

При этом в министерстве рассчитывают, что в конце года состоится конкурсный отбор на строительство 1050 МВт генерации в Забайкалье и Бурятии. «Там тоже возникает дефицит. Забайкалье и Бурятия – это территория технологически необходимой генерации, там утверждены экономические и технические параметры [проектов]…Предполагается, что уже есть потенциальные инвесторы, поэтому рассчитываем на то, что этот конкурс, в отличие от конкурса, который проводился в Приморском и Хабаровском крае, все-таки с высокой вероятностью состоится», – отметила представитель Минэнерго.

По ситуации в Приморье и Хабаровском крае представляются два решения, продолжает Сергей Павлушко. Можно пойти по пути назначения инвестора (это может быть «РусГидро» или «Сибирская генерирующая компания», которой принадлежит Приморская ГРЭС) либо, что более реалистично, увеличить срок службы планируемых к выводу Хабаровской ТЭЦ-1 и Артемовской ТЭЦ. «И этот период продления старых машин – не позднее, чем в соответствии с генсхемой появится в Приморье атомная электростанция. Как только появится АЭС, мы сможем старые турбины выводить», – рассуждает первый зампред правления СО ЕЭС.    

Атомная станция в Приморье будет иметь два энергоблока по 1000 МВт, первый планируется ввести в 2033 году, второй – в 2035-м, сообщила директор департамента энергетической политики ГК «Росатом» Марина Киселева. Еще одна двухблочная АЭС запланирована в Хабаровском крае. При этом госкорпорация готова пойти на предложение краевых властей и приступить к стройке раньше, перенеся срок ввода станции с 2041-2042 годов на 2037-2039-й. Также по инициативе региона «Росатом» намерен увеличить мощность каждого энергоблока АЭС в Хабаровском крае с 600 до 1000 МВт.

Для компании самое главное сейчас – найти финансирование. Госкорпорация при реализации подобных проектов привлекает собственные средства от продажи электроэнергии и мощности от атомных блоков, построенных по программе договоров о предоставлении мощности (ДПМ) в 2009-2020 годах. Однако в связи с масштабной программой развития атомной генерации у «Росатома» будут кассовые разрывы, возврат по ДПМ вложенных средств составляет 25 лет, а срок сооружения АЭС большой мощности – почти десять, рассказала Марина Киселева. «Мы вынуждены будем обратиться к банковскому финансированию, но видим ограниченность банковского сектора», – предупредила менеджер.

В качестве других инструментов финансирования «Росатом» обсуждает возможности доступа к средствам Фонда национального благосостояния и госсубсидирования процентных ставок. Еще один способ получить нужные средства – возобновить действие механизма инвестиционной надбавки к тарифу. «Мы им пользовались в 2011-2012 годах. Сейчас совместно с Минэкономразвития просчитываем, на какой объем мы можем вернуть этот механизм… Мы имеем право его использовать, нужно только продлить срок», – пояснила Марина Киселева.

Относительно новых объектов энергетики основная сложность связана со стоимостью привлекаемых денег, соглашается директор по развитию энергорынков ООО «Сибирская генерирующая компания» (СГК) Антон Данилов. Сейчас соотношение долга и EBITDA у энергохолдинга высокое, и сложно объяснить банкам, почему они должны открыть кредитование под новое строительство, отметил он. 

Включи или плати

СГК в настоящее время модернизирует Приморскую ГРЭС и думает построить на тепловой электростанции дополнительно один или два энергоблока по 250 МВт. Между тем возникает проблема со схемой выдачи мощности. «Риски высокие, потому что «Россети» в этом проекте имеют желание модернизировать свои подстанции, на которые мы выдаем. А это десятки миллиардов рублей», – объяснил представитель СГК.

Другой аспект касается поставок угля. Приморская ГРЭС раньше потребляла 5 млн т угля в год. За счет текущей модернизации этот объем возрастет примерно до 11 млн т, а если будет дополнительный блок, – до 12,5 млн т. Соответственно угольные предприятия, которые питают ГРЭС, должны увеличить добычу более чем вдвое. Это тоже обернется серьезными инвестициями, и угольщики должны иметь гарантии, что их вложения не окажутся напрасными, тогда как риски невостребованной генерации существуют, не исключил Антон Данилов.

Расчетный показатель прироста энергопотребления в ДФО до 2031 года в 3,1 ГВт, судя по всему, не окончательный. По словам Сергея Павлушко, эта цифра не учитывает потенциальных потребителей с совокупной мощностью около 7,5 ГВт, заявляемых региональными органами исполнительной власти. «Необходимо согласовать этот перечень со всеми заинтересованными сторонами и принять решения о строительстве дополнительной генерации, чтобы избежать с одной стороны избыточных вложений в развитие энергетики, с другой – возможного риска нехватки энергомощностей», – предлагает он.

«Если потребитель не реализует свой инвестпроект, а мощность будет введена в эксплуатацию, то это значит, что ее оплата ляжет дополнительным бременем для всех остальных потребителей. Этот негативный эффект хотелось бы свести к минимуму», – сказала Ольга Арутюнова.

Она сообщила о проработке вопроса о расширении механизма бери или плати (take or pay) для крупных энергопотребителей, что должно гарантировать в будущем использование мощности. Такой принцип предусмотрен на Чукотке в рамках проекта Баимского ГОКа, который будет запитан от плавучей атомной станции (энергоблоки ПАЭС планируется ввести с 2028 по 2031 год).

Ключевой элемент схемы take or pay – наличие якорного потребителя, который гарантирует объем потребления. Это дает возможность возводить даже дорогостоящие генерирующие объекты, резюмируют в Минэнерго.

Сложности создания новых объектов генерации

Основной проблемой для создания новых энергомощностей на Дальнем Востоке остается стоимость строительства. В августе на конкурентный отбор по строительству новой генерации (КОМ НГ) в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока не поступило ни одной заявки, из-за чего он был признан несостоявшимся. Базовый уровень нормы доходности для новых мощностей, требующихся для закрытия прогнозируемого энергодефицита, должен составить 14% при прогнозируемой инфляции в 4%. В частности, в Приморском крае новая генерация с локализованным оборудованием (мощностью до 250 МВт) должна быть введена в эксплуатацию до 1 декабря 2027 г., в Хабаровском крае (250 МВт) – до 1 июля 2030 г. Предельный уровень капитальных затрат с технологическим присоединением к электро- и газовым сетям в Приморье должен составить 183 млн рублей за 1 МВт, в Хабаровском крае – 753 млн рублей за 1 МВт.

Изначально в качестве потенциальных участников отбора на Дальнем Востоке рассматривались «Сибирская генерирующая компания» (СГК), «АЛРОСА» и «РусГидро». Но «РусГидро» на текущий момент строит в Дальневосточном ФО шесть крупных объектов тепловой генерации общей электрической мощностью 2 ГВт и тепловой мощностью 2,7 тыс. Гкал, реализует проекты модернизации действующих мощностей. В связи с этим в холдинге отмечают отсутствие свободных финансовых ресурсов^[1] для участия в новом отборе.

Со своей стороны, в Минэнерго намеревались финансировать строительство за счет ускорения процесса либерализации цен дальневосточных ГЭС, поскольку в настоящее время доля свободной продажи выработки ГЭС ограничена 2,5%, и использования механизма фабрики проектного финансирования (ВЭБ.РФ, «Дом.РФ»).

В «Совете рынка» не исключают возможность директивного определения генерирующих объектов в рамках нового инвестиционного механизма на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Тем не менее пока такого механизма не вводилось.

Тем временем в южной части Приморского края к 2035 г. планируется строительство Приморской АЭС мощностью 2 ГВт. Строительство АЭС должно начаться в 2027 г. В регионе предполагается построить два энергоблока типа ВВЭР-1000 мощностью 1 ГВт каждый и подвести к ним ЛЭП 500 кВ общей протяженностью более 200 км. В июне в «Росатоме» сообщили об утвержденном графике возведения энергоблоков. В частности, заливка первого бетона на площадке энергоблока № 1 запланирована на декабрь 2027 г., а его сдача в эксплуатацию – на 2033 г., сдача в эксплуатацию энергоблока № 2 – на 2035 г.

Что касается места для строительства, то по итогам предварительного анализа природных условий, в качестве наиболее перспективной рассматривается площадка вблизи ЗАТО Фокино. Окончательный выбор площадки и ее обоснование планируется выполнить при разработке обоснования инвестиций (ОБИН) в строительство Приморской АЭС. Общественные слушания о месте размещения АЭС в Приморье должны быть проведены до конца текущего года.

Минэнерго летом предложило утвердить объем капитальных затрат (CAPEX) строительства парогазовой Южно-Якутской ТЭС компании «Газпром энергохолдинг» в Якутии (поселок Чульман, Нерюнгринский район) на уровне 128,8 млрд рублей (без учета затрат на технологическое присоединение) в ценах 2025 г. Новая ТЭС должна обеспечивать энергоснабжение Восточного полигона «РЖД» и покрытие энергодефицита в энергосистеме Востока. При этом в Минэнерго предлагают снизить мощность ТЭС с 330 МВт до 313 МВт.

Напомним, что «Газпром энергохолдинг» был назначен Минэнерго ответственным за строительство ТЭС в апреле 2023 г. Работы начались в июне 2024 г., но финансовые параметры проекта не утверждены. «Газпром энергохолдинг» рассчитывает построить к ТЭС 7,5-километровый газопровод-отвод от магистрального газопровода «Сила Сибири» (годовое потребление – около 0,5 млрд куб. м газа). Стоимость его строительства оценивается в 4,878 млрд рублей.

Первую очередь ТЭС из двух газотурбинных установок холдинг планирует запустить в сентябре 2026 г., а к осени 2027 г. предполагается надстроить паровую турбину. Ускорить строительство предполагается с помощью установки газовых турбин AGT-110 производства китайской компании AECC Gas Turbine^[2]. Технологическое присоединение Южно-Якутской ТЭС к электросетям предварительно оценивается в 14,8 млрд рублей.

По предварительным подсчетам, строительство Южно-Якутской ТЭС может обойтись в 411 млн рублей на 1 МВт (без учета расходов на технологическое присоединение к электрическим сетям), что заметно выше, что у сопоставимых объектов. Так, например, в соответствии с утвержденными правительством параметрами отбора и экономическими условиями для создания новой генерации предельные удельные капитальные затраты на строительство новой газовой генерации в Приморском крае на локализованном оборудовании с учетом присоединения к электрическим и газовым сетям составляют 183 млн рублей на 1 МВт.

В правительстве летом рассматривали возможность переноса начала поставки мощности четвертого энергоблока Нерюнгринской ГРЭС (ПАО «РусГидро») с 1 января 2026 г. на 1 декабря 2026 г., а пятого энергоблока – с 1 января 2026 г. на 1 июля 2026 г. На станции должны быть построены два новых энергоблока общей мощностью 450 МВт для энергоснабжения Восточного полигона, суммарная установленная мощность ГРЭС увеличится до 1020 МВт.

Ранее «РусГидро» в марте предлагало перенести ввод четвертого энергоблока на 1 июля 2028 г., а пятого – на 1 октября 2029 г. в связи с задержками в поставках оборудования компанией «Силовые машины». Согласно договору, оно должно быть передано «РусГидро» в первом квартале 2026 г. Но на сегодняшний день «РусГидро» ожидают, что турбины будут поставлены не раньше конца 2026 г., кроме того, еще полтора года потребуется на монтаж и пусконаладочные работы. По оценке правительственной комиссии, паровые турбины для Нерюнгринской ГРЭС должны быть поставлены «Силовыми машинами» в приоритетном порядке в 2026 г.

В итоге в октябре стало известно, что по решению правительства^[3] «РусГидро» получит два года отсрочки по запуску 450 МВт новой мощности на Нерюнгринской ГРЭС, без штрафных санкций. Сроки ввода двух угольных энергоблоков перенесены на 31 декабря 2027 г., а даты начала поставок мощности – на апрель 2028 г. Также в «РусГидро» предупредили о задержках в возведении новых энергоблоков на Якутской ГРЭС-2 и Артёмовской ТЭЦ-2 в Приморье. Основной причиной задержки объявлена высокая загрузка производственных мощностей компании «Силовые машины».

Между тем работающая в Якутии компания «Эльга» предлагает построить Канкунскую ГЭС в республике мощностью 1 ГВт за счет частных инвестиций. Помимо того, в компании рассматривают возможность реализации всего проекта каскада Южно-Якутской ГЭС мощностью до 10 ГВт.

Канкунская ГЭС включена в генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2042 г. Ее планируется разместить на реке Тимптон (Алданский и Нерюнгринский районы). Проектная выработка станции должна составить 4,86 млрд кВт*ч. В соответствии с генеральной схемой, станцию планируется ввести в эксплуатацию в 2036 г., а с 2039 г. ее мощность должна достичь 1 ГВт.

Стоит отметить, что ПАО «РусГидро» приступало к проектированию Канкунской ГЭС», ее предполагалось построить в рамках инвестиционного проекта «Комплексное развитие Южной Якутии». Но еще в 2012 г. холдинг исключил проект из своей инвестиционной программы.

Тарифы 

При этом правительство РФ в сентябре одобрило схему поддержки ПАО «РусГидро» для стабилизации финансового состояния холдинга. Предложенные меры включают продление действия механизма субсидирования потребителей электроэнергии Дальнего Востока за счет остальной части страны, запрет на выплату дивидендов компании и увеличение доли продажи электроэнергии ГЭС в ДФО по рыночным ценам.

Так, действие механизма выравнивания энерготарифов на Дальнем Востоке до среднероссийского уровня за счет оптового энергорынка (так называемой дальневосточной надбавки) будет продлено с 2028 г. по 2035 г. Половину надбавки в размере 15,2 млрд рублей в год предполагается направлять на развитие энергетической инфраструктуры технологически изолированных энергосистем Якутии, Камчатского края, Магаданской и Сахалинской областей, Чукотского АО.

Правительство также одобрило введение моратория на выплату дивидендов «РусГидро» до 2030 г. Вместо выплат акционерам (62,5% холдинга у Росимущества, 12,37% у ВТБ, 9,61% у холдинга En+) чистая прибыль компании будет перераспределяться на текущую инвестиционную программу. Совокупный эффект от этого до 2030 г. предварительно оценивается в 175,8 млрд рублей.

В целях ускорения либерализации цен на Дальнем Востоке планируется увеличить объем продаж электроэнергии и мощности дальневосточных ГЭС по рыночным ценам с 2,5% до 100% уже с 2026 г. При этом для населения регулируемые тарифы будут сохранены. Ожидается, что ускоренная либерализация цен позволит «РусГидро» сформировать дополнительные маржинальные доходы. Экономический эффект до 2030 г. оценивается в 141,2 млрд рублей. Напомним, что продажа электроэнергии по свободным ценам на Дальнем Востоке в настоящее время предусмотрена только для тепловой генерации, а доля свободной продажи выработки ГЭС установлена в размере 2,5%, но предполагается ее увеличение.

Возобновляемые источники энергии

В сфере возобновляемой энергетики, заявленный суммарный плановый объем установленной мощности на дополнительном отборе дальневосточной ВИЭ-генерации составил 1 563,786 МВт, включая 519,701 МВт для ветряной генерации и 1044,085 МВт для солнечной генерации. Всего в августе было отобрано 45 проектов, общая сумма требуемой годовой выручки составила порядка 35,597 млрд рублей.

Новые объекты генерации должны быть размещены в Амурской области, Еврейской АО и Хабаровском крае – восточнее контролируемого сечения «ОЭС – Запад Амурэнерго» и западнее сечения «Переход через Амур». Степень локализации ВЭС должна соответствовать 87 баллам, для СЭС – 110 баллам. За счет проведенного отбора планируется частично покрыть прогнозируемый в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока дефицит в 1,7 ГВт. В отношении всех отобранных таким образом проектов будут заключены договоры, которые обеспечат инвесторам получение оплаты мощности в течение 15-летнего периода исходя из заявленных на отбор ценовых параметров.

В частности, всю квоту в объеме 1044 МВт на строительство солнечных электростанций с вводом в 2026-27 гг. в ДФО получила компания «СЭР Дальний Восток» (группа «Хэвел»). Мощность СЭС в Еврейской АО достигнет 624 МВт (ввод в эксплуатацию намечен на 2026 г.). Показатель эффективности генерирующего объекта ВИЭ (LCOE) составит 13 741,13 рублей за МВт*ч. Плановый годовой объем производства энергии оценивается в 777 773,8 МВт*ч. Мощность СЭС в Амурской области составит 420 МВт (ввод в эксплуатацию в 2027 г.). Показатель эффективности (LCOE)^[4] оценен в 13 047,92 рубля за МВт*ч, плановый объем производства энергии – 544 607,43 МВт*ч в год.

АО «ВетроСПК» (входит в группу «Росатом возобновляемая энергия») получило часть квоты (370 МВт) на строительство трех ветряных электростанций (ВЭС). Так, к 2027 г. компания намерена построить в Амурской области ВЭС мощностью 89,837 МВт с показателем эффективности 11 745,77 рублей за МВт*ч и плановым объемом производства 236 252,503 МВт*ч в год. К 2028 г. в Амурской области инвестор должен также построить ВЭС мощностью 140 МВт с показателем эффективности 11 094,35 рублей за МВт*ч и объемом производства 368 172 МВт*ч. Наконец, в Хабаровском крае к 2028 г. планируется разместить ВЭС мощностью 139 864 МВт с показателем эффективности 11 094,35 рублей за МВт*ч и плановым объемом выпуска 367 814,969 МВт*ч.

Часть квоты на ВЭС мощностью 150 МВт получила компания «Форвард Энерго»^[5]. Ее планы включают строительство в Амурской области к 2027 г. ВЭС мощностью 150 МВт с показателем эффективности 11 745,77 рублей за МВт*ч и плановым объемом производства электроэнергии 499 320 МВт*ч.

Тем временем в Еврейской АО «Юнигрин Энерджи» планирует построить крупную солнечную сетевую электростанцию мощностью около 600 МВт. Объем инвестиций в проект оценивается в сумму порядка 60 млрд рублей. Компания подписала соглашение с властями Еврейской АО в июне на Петербургском международном экономическом форуме (ПМЭФ-2025). Новый энергетический комплекс предполагается разместить на территории Камышовского сельского поселения (Смидовичский район), завершение строительства намечено на конец 2026 г. «Юнигрин Энерджи» также планирует построить к 2027 г. в Амурской области чуть более крупную солнечную электростанцию мощностью около 650 МВт.

«Норникель» в июле начал строительство солнечной электростанции в вахтовом поселке Таёжный Быстринского ГОКа (ООО «ГРК Быстринское») в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ). Запуск станции должен состояться до конца текущего года. Мощность каждого солнечного модуля составит 565 Вт (общее количество модулей – около 1000). Суммарная мощность электростанции достигнет около 518 КВт. На участке также будет установлена метеостанция для отслеживания погодных условий. Вахтовый поселок Быстринского ГОКа призван стать первым объектом «Норникеля», где действует объект солнечной энергетики.

Что касается обеспечения энергетической инфраструктурой крупных промышленных объектов, то ПАО «Россети» планирует к концу текущего года построить ЛЭП 110 кВ протяженностью 85,5 км для энергоснабжения комбината на Зашуланском каменноугольном месторождении в Красночикойском муниципальном округе Забайкальского края (АО «Разрезуголь»). Стоимость работ превышает 3 млрд рублей.

Между тем в августе в Амурской области «Россети» приступили к строительству 60-километровой кабельно-воздушной линии электропередачи, обеспечивающей первую категорию надежности электроснабжения космодрома Восточный, который будет присоединен к сетям через два питающих центра – магистральные подстанции 220 кВ и 500 кВ. Таким образом предполагается минимизировать риски перебоев подачи энергии. В настоящий момент космодром обеспечен электроснабжением только от одной подстанции 220 кВ.

Тем временем по итогам первого полугодия 2025 г. Россия сократила экспорт электроэнергии в Китай на 60% относительно аналогичного периода прошлого года – до 200 млн кВт*ч, в силу сохраняющегося энергодефицита на Дальнем Востоке. Данный показатель стал историческим минимумом поставок в Китай. В частности, в 2010-20 гг. среднегодовой объем экспорта электроэнергии из РФ в КНР находился на уровне 3 млрд кВт*ч.

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

[1] Стоимость пятилетней инвестиционной программы «РусГидро» составляет более 1,1 трлн рублей, из которых более половины составляют заемные средства.

[2] Прототипом AGT-110 считается разработка ГТД-110 (ГП НПКГ «Зоря» - «Машпроект» (Украина)).

[3] Согласно материалам заочной правительственной комиссии по развитию электроэнергетики от 15 октября.

[4] Одноставочная цена поставки (стоимость электроэнергии и мощности).

[5] Принадлежит Федеральному агентству по управлению государственным имуществом (Росимущество). До 25 апреля 2023 г. крупнейшим акционером являлась финская компания Fortum.

Сообразили на троих

«Состоявшийся дополнительный отбор ВИЭ в ДФО – это знаковое событие для отечественной возобновляемой энергетики, подтверждающее тот факт, что ВИЭ на текущий момент – наиболее экономически эффективный и, главное, действенный способ компенсации рисков прогнозного дефицита электрической энергии, – рассказал EastRussia руководитель отдела аналитики Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Ян Черепанов. – С учетом только запланированных к вводу объемов вышеуказанная доля ВИЭ в выработке электроэнергии вырастет в четыре раза, до 4,8%».

По итогам конкурсных процедур право реализации проектов получили три компании. Объектами ветроэнергетики займутся ПАО «Форвард Энерго» и АО «Росатом Возобновляемая энергия» в лице АО «ВетроСПК». Первая построит в Амурской области ветропарк мощностью 150 МВт, вторая – ВЭС общей мощностью 370 МВт в Амурской области и Хабаровском крае.

В компании «Росатом Возобновляемая энергия» пока не комментируют свои планы, в «Форвард Энерго» на запрос не ответили.

По проектам солнечной энергетики победителем признано ООО «СЭР ДВ» (входит в ГК «Хевел»). Генеральным подрядчиком выступит компания «Юнигрин Энерджи», которая построит крупные станции в Амурской области и ЕАО. Объем инвестиций оценивается свыше 100 млрд руб.

Общая мощность электростанций составит около 1,2 ГВт (ориентировочно по 600 МВт каждая), а суммарная выработка электроэнергии превысит 1 900 млн кВт/ч в год, сообщили EastRussia в ГК «Хевел».

В ЕАО солнечную электростанцию планируется построить к концу 2026 года на территории Камышовского сельского поселения Смидовичского района. В Амурской области, где аналогичный объект нужно запустить в 2027 году, площадка пока выбирается. 

Расчет по договору

Появление новых объектов ветро- и солнечной генерации для Дальнего Востока – поворотное событие. Возобновляемые источники энергии в регионе используются давно, прежде всего, в децентрализованных системах энергоснабжения. Такие станции, предполагающие локальный эффект (как правило, они гибридные: с использованием не только ВИЭ, но и традиционного энергоносителя), актуальны для Крайнего Севера, куда доставить топливо затратно и сложно.

Объекты, прошедшие недавно конкурсный отбор – иной случай. Вырабатываемая ими электроэнергия поступит в Объединенную энергосистему Востока для покрытия энергодефицита в Амурской области, ЕАО, Хабаровском крае.

Проекты будут реализованы в рамках договоров о предоставлении мощности на оптовый рынок (ДПМ ВИЭ 2.0), заключаемых сроком на 15 лет. Как известно, программа ДПМ ВИЭ, направленная на стимулирование развития ВИЭ-генерации за счет гарантированного возврата инвестиций, сперва была рассчитана до 2024 года, затем ее пролонгировали до 2035-го.

По данным Росстата, электропотребление на Дальнем Востоке за последние 10 лет выросло на 26%, что вдвое выше, чем в среднем по России. Прогнозируется, что до 2030 года рост составит около 5% ежегодно, что также более чем в два раза превышает среднероссийский уровень. Это потребуют ввода новой генерации, в том числе за счет возобновляемых источников энергии. На совещании в правительстве РФ по развитию электроэнергетического комплекса ДФО, которое состоялось в мае этого года, было заявлено, что в ближайшие годы на его территории нужно построить порядка 2,2 ГВт мощности теплоэлектростанций и не менее 1,7 ГВт ВИЭ.

Строительство ветро- и солнечной генерации обойдется дешевле, чем тепловых электростанций, констатирует заместитель министра энергетики РФ Петр Конюшенко. «ВИЭ гармонично вписываются в синхронную деятельность с гидроэлектростанциями, позволяют нам компенсировать именно потребность в киловатт-часах на Дальнем Востоке», – пояснил замглавы Минэнерго.

На текущий момент доля выработки электроэнергии ВИЭ в субъектах Дальневосточного федерального округа достигла 1,2%. «Это значимая величина. В отдельных частях ДФО ВИЭ становится основным источником электроэнергии. Причем это не только изолированные территории, но и такие регионы, как Бурятия, в котором доля ВИЭ превысила 2,2%», – уточнил Ян Черепанов.

Энергосистема Дальнего Востока не молодеет, к тому же требуются плановые ремонты, в первую очередь в рамках подготовки к зиме. В этой связи помощь ВИЭ будет весьма кстати, отмечает директор по энергетическим рынкам и внешним связям «Системного оператора Единой энергетической системы» Андрей Катаев, хотя данные проекты – не панацея.

«Да, солнце позволит добавить к киловатт-часы в энергосистему, но никак не решает проблему мощности. А это значит, что все те сложные задачи обеспечения баланса мощности, которые сейчас выполняются с помощью традиционной генерации, у нас остаются», – сказал он. 

Мороз и солнце

Будущие электростанции станут крупнейшими в стране. Для сравнения, первые СЭС в России строились на 10-20 МВт, в последние годы реализуется много объектов мощностью порядка 50-60 МВт. Теперь же речь идет о масштабных солнечных парках, которые мощнее предшественников в десять раз.

Солнечная электростанция станет источником питания для новых проектов, рассчитывают власти Амурской области. СЭС позволит снизить нагрузку на действующие сети и повысить надежность энергоснабжения области, добавляют в руководстве ЕАО. Уровень солнечной инсоляции, температурный график в регионе позволяют эффективно использовать на данной территории солнечную генерацию, уточнили в областном правительстве. Кроме того, новый объект будет способствовать снижению вредных выбросов в атмосферу.

«Уровень инсоляции и климатические условия на Дальнем Востоке отлично подходят для развития солнечной генерации, так как максимальная выработка станций достигается именно в морозные солнечные дни. Использование двусторонних солнечных модулей позволяет собирать отраженный от снега солнечный свет тыльной стороной модуля, что дает дополнительную выработку электроэнергии», – пояснили в ГК «Хевел»

Основное энергетическое оборудование (солнечные модули, инверторы и подстанции) уже зарекомендовало себя на других дальневосточных станциях, в частности на Джидинской СЭС (мощностью 50 МВт) и Новобичурской СЭС (52 МВт) в Бурятии, а также Борзинской СЭС (60 МВт) в Забайкалье.

В Ассоциации развития возобновляемой энергетики полагают, что с учетом все возрастающей эффективности возобновляемых источников энергии в сравнении с альтернативами недавно проведенный конкурс окажется первым в череде подобных отборов проектов ВИЭ, в числе которых будут также комбинированные технологии на стыке ВЭС, СЭС и СНЭ (систем накопления электроэнергии).

Конечно, масштабная стройка на Дальнем Востоке сопряжена с рядом вызовов. Необходимо не только возвести мощности в достаточно сжатое время, но и вместе с тем подвести инфраструктуру, в частности, подключиться к электрическим сетям, отмечает Ян Черепанов. Тем не менее в АРВЭ рассчитывают на успешную реализацию всех проектов в установленные сроки.

«Что касается сроков окупаемости, то 15-летний срок для проектов строительства новой генерации – уже не только отечественный, но и мировой стандарт. Предпосылок отклоняться от не него на текущий момент мы не видим», – резюмирует представитель Ассоциации.

Что касается самих потребителей, то рассчитывать на снижение стоимости электроэнергии вряд ли стоит. Новые проекты, в том числе с учетом иного CAPEX`a, всегда дороже, отмечает председатель правления ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров. Ставка по СЭС будет составлять примерно 13 руб. за 1 кВт-ч, по ВЭС – 11 руб. «Добавьте еще 2 руб. (на сетевую составляющую – прим. ред.), получите 15 руб., а с накопителем – больше 30 руб. Речи о том, что будет снижаться стоимость киловатт-часа, вообще не идет, она будет однозначно повышаться. Та старая генерация, которая сейчас работает, самортизированная, принесшая всю прибыль, к сожалению, будет с рынка уходить. И будет приходить новая генерация с одноставочным тарифом 15-18 руб.», – рассуждает эксперт.

Ставка на гибрид

Изолированные энергозоны присутствуют в 17 регионах Дальнего Востока и Арктики, где электроснабжение в основном осуществляется локальными дизельными электростанциями совокупной мощностью примерно 900 МВт. Износ их оборудования в среднем превышает 60%, что влечет высокие энергопотери, низкую надежность работы.  

Несмотря на имеющийся опыт отдельных территорий, где уже происходит замещение устаревшей дизельной, мазутной и угольной генерации на основе современных решений в виде автономных гибридных энергетических комплексов (АГЭК) с использованием возобновляемых источников энергии, в целом по Крайнему Северу обновление энергетической инфраструктуры идет крайне медленными темпами, что связано с административными, технологическими и финансовыми трудностями, подчеркнул зампред комитета Совфеда по федеративному устройству, региональной политике, местному самоуправлению и делам Севера Анатолий Широков (сенатор от Магаданской области).

Наиболее сложная ситуация складывается в населенных пунктах, где отсутствуют опорные промышленные потребители, отметил заместитель гендиректора Российского энергетического агентства Сергей Романов. В контексте распределения затрат на модернизацию объектов генерации эти факторы существенно затрудняют экономическое развитие, создают дополнительную нагрузку на местные бюджеты и население.

Техническое перевооружение объектов энергетики в труднодоступных районах невозможно производить за счет тарифных решений, говорит первый заместитель гендиректора ПАО «Русгидро» Роман Бердников. В настоящее время средневзвешенный экономически обоснованный тариф для данных зон и так составляет внушительную сумму – 65 руб. за 1 кВт/ч.

Инвестпрограмма холдинга (на компанию возложена модернизация неэффективных дизельных электростанций в изолированных районах Дальнего Востока) ограничена, поэтому жизнеспособным сценарием стало обновление инфраструктуры в рамках энергосервисных контрактов. С частной компанией заключается договор, по которому она обязуется внедрить мероприятия по энергосбережению и повышению энергоэффективности на объекте заказчика («Русгидро»). Последний же оплачивает эти услуги, оптимизируя топливные затраты.

Иными словами, инвестор строит дизельную электростанцию, блок ВИЭ, накопитель энергии, а после запуска объекта ему возвращаются деньги за счет сохранения в тарифе экономии расходов на топливо. Как правило, срок действия подобного договора рассчитан на 10-15 лет.

Начиная с 2021 года по энергосервисным контрактам обновлены электростанции в 12 населенных пунктах (всего по I этапу программы «Русгидро» планируется охватить 80 поселков в Якутии и Камчатке). К настоящему моменту сэкономлено 3,6 тыс. т дизтоплива на 260 млн руб., сообщил Роман Бердников. За счет современного оборудования и технологий возможно экономить до 50% топливных ресурсов, заявил он. «Только для одной Якутии мы закупаем дизельного топлива сейчас на 6 млрд руб. в год», – уточнил менеджер.

Стоит сказать, в республике запланировано создание завода по производству оборудования для АГЭК. «Рынок сбыта обеспечит «Русгидро», а мы на территории Якутска начнем производить такого типа комплексы. Таких комплексов планируем выпускать 10-15 в год, но это исключительно, основываясь на тех объемах, которые сейчас видим, по которым мы заключили [контракт] с «Русгидро», – уточнил генеральный директор ООО «Группа ЭНЭЛТ» Алексей Кремер.

И свет, и тепло

В рамках энергосервисных контрактов предлагается также запустить модернизацию объектов теплоснабжения.

«Наверное, в идеале было бы хорошо, когда мы смогли найти единый источник электрики и тепла. Скажем, мини-ТЭЦ. Но пока технических решений ни у нас, ни в мире не знаем. Есть опытные образцы, которые к эффективности не имеют отношения», – рассказал Роман Бердников.

Президент Ассоциации малой энергетики Максим Загорнов соглашается, что для изолированных районов важна не только качественная электроэнергия, но и тепло. Причем тепловой энергии требуется, как правило, в три-четыре раза больше, чем электричества. Технологии применения ВИЭ сами по себе не дают тепла, отмечает эксперт, поэтому придется опираться на полезные ископаемые, для чего по возможности следует максимально задействовать местное сырье, дополняя их энергией солнца и ветра.

Использование объектов для комплексного производства электрической и тепловой энергии, как минимум, эффективнее на 30-35%, оценивает руководитель Центра интеллектуальных электроэнергетических систем Института энергетических исследований РАН Павел Илюшин. При этом, утверждает он, в стране есть немало технических решений по комбинированной выработке электричества и тепла, которые вполне применимы для труднодоступных территорий.

Чтобы понять плюсы-минусы, группа «ЭНЭЛТ» запускает пилотный проект в Томской области, отчасти основываясь на решениях, которые были применены в Якутии.

«Средняя экономия по этому объекту получается 40%, что примерно на 10-12% выше стандартных решений, которые мы используем с «Русгидро», – проинформировал Алексей Кремер.  

Планы техперевооружения локальной энергетики, обратил внимание Павел Илюшин, нужно сверять с регионами, которые обратились к программе повышения класса энергоэффективности зданий.

«Мы сейчас будем проектировать энергетические комплексы на существующее потребление тепло-, электроэнергии. При этом параллельно реализуются проекты повышения энергоэффективности зданий, сооружений. Потребление электрической, тепловой энергии уменьшится, а мы построим избыточный энергокомплекс, который будет незагруженный. Соответственно инвестиции будут окупаться в гораздо длительной перспективе», – подчеркнул он.

В поисках доходности

Безусловно, от возврата вложений зависит, как будут развиваться темпы перевооружения объектов локальной энергетики. Небольшие электростанции в ряде случаев убыточны, не всегда их можно окупить даже по энергосервисным контрактам.

«Самые маленькие станции стоят 120 млн руб., а возвращают 90 млн за 15 лет. Они планово-убыточные. Есть донорская большая станция, которая генерит доходность и есть две, которые дают убыток», – рассказал гендиректор ООО «Арктик Пауэр Кэпитал» Владимир Тощенко.

Нынешние механизмы отдачи инвестиций несовершенны, полагают другие участники рынка. К примеру, строительство гибридного энергокомплекса на острове Парамушир предварительно обойдется в 700 млн руб., подсчитал гендиректор ООО «Альтрэн» Дмитрий Степанов. Экономия на топливе за 20 лет работы АГЭК оценивается порядка 4 млрд руб. На первый взгляд получается хорошая сумма, но инвестор заходит на местный рынок лишь на 10 лет, и та нормативная база, которая существует, не позволяет вернуть инвестиции с какой-либо заметной прибылью, отмечает предприниматель.

При модернизации необходимо искать дополнительные меры поддержки, например, федеральные субсидии на компенсацию процентной ставки. Однако бюджетной помощи в рамках программы «Русгидро» по модернизации неэффективных дизельных электростанций на сегодня нет, признает Роман Бердников, хотя ключевая ставка в 20% годовых является существенным барьером для привлечения инвесторов.

По словам Владимира Тощенко, компании удалось получить льготный кредит под 2% годовых по постановлению правительства РФ № 2186 от 2020 года (регулирует предоставление субсидий кредитным организациям на возмещение недополученных доходов по кредитам, выданным резидентам арктической зоны). Но данная программа работает не в полной мере.

«Те меры поддержки, которые есть, помогают улучшить экономику бизнеса на 1-2% IRR (внутренняя норма доходности). Этого недостаточно», – подчеркнул гендиректор «Арктик Пауэр Кэпитал».

Представители отраслевого сообщества предлагают создать отдельный фонд развития распределенной генерации по аналогии с Фондом развития промышленности, который помогает предоставлять льготные займы в районе 1-5%. Сам ФРП к подобным проектам интереса не проявлял, говорит руководитель направления по энергетике и ЖКХ Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики Максим Губанов.

«Тем не менее есть другие фонды – в частности, Фонд развития территорий, Дом.РФ, ВЭБ.РФ, другие институты развития, для которых эти объекты наиболее подходят. Собственно наша задача вместе с регионами обосновать [проекты] и привлечь дальнейшее финансирование», – резюмировал представитель КРДВ.