Мощности недозагружены

Для лесной отрасли 2023-й год стал непростым, следует из доклада минлесхоза Приморья, опубликованного на сайте Законодательного Собрания края. Последние годы государство вело целенаправленную политику по увеличению объёмов переработки древесины. Через заградительные меры лесоэкспортёров стимулировали вкладываться в производственные мощности. С 2022 года экспорт круглого леса из хвойных и твердолиственных пород был прекращён.

Это принесло свои плоды. Объём инвестиций в основной капитал предприятий лесопромышленного комплекса (ЛПК) региона за 2017—2022 годы составил 15,3 млрд рублей. Приморье привлекло более 60 процентов всех инвестиций, вложенных в ЛПК Дальнего Востока. Сегодня совокупные проектные мощности всех лесоперерабатывающих предприятий края составляют 4,4 млн кубических метров. Свыше 84% от общего объема заготавливаемой древесины перерабатываются в пиломатериалы, шпон, мебельный щит и экспортируются в переработанном виде.

Однако на фоне санкционного давления в 2022 году отрасль столкнулась с падением спроса на международном рынке. И в настоящее время образовался дисбаланс: в наличии производственные мощности, способные переработать 4,4 млн м³, в то время как объём заготовки составляет порядка 3,5 млн м³.

Главной проблемой стала потеря мировых рынков, поясняют предприниматели, прежде всего, снижение спроса в Китае. Раньше Китай закупал приморскую древесину, чтобы реэкспортировать её в Европу и США, сейчас приморский лес конкурирует на китайском рынке за китайского потребителя.

Как следует из данных минлесхоза Приморского края, объёмы поступлений налога на прибыль с начала 2023 года сократились почти на 200 млн рублей по отношению к аналогичному периоду прошлого года, а это основной индикатор состояния отрасли.

Но если на мировую конъюнктуру повлиять сложно, то разобраться с бюрократическими барьерами на внутреннем рынке – посильная задача, считают лесопромышленники. Основная проблема, которую озвучивал полпред Юрий Трутнев на VIII Восточном экономическом форуме, которая доведена до сведения президента и признана на уровне министерства природных ресурсов Российской Федерации, связана с системой СИТЕС (сокращенное название Конвенции о международной торговле видами дикой фауны и флоры, находящимися под угрозой исчезновения). Сторонами СИТЕС являются 182 страны и Европейский Союз.

«Ситуация с СИТЕС уже многократно со всеми обсуждена. Президентом дано поручение урегулировать вопрос, подписан соответствующий регламент министром природных ресурсов Александром Козловым, но правоприменительная практика фактически остаётся без изменений», - сообщил глава минлесхоза края Константин Степанов.

Выдавливают с рынков?

Исключить дуб монгольский и ясень маньчжурский из третьего приложения СИТЕС - такую меру отраслевое сообщество предлагает едва ли не с момента её введения. ЛесЕГАИС уже содержит всю необходимую информацию в электронном виде, подчёркивают в ПАЛЭКС («Приморская ассоциация лесопромышленников и экспортёров леса»), контроль СИТЭС избыточен и лишь затрудняет работу по экспорту монгольского дуба и маньчжурского ясеня.

Заявку о включении данных древесных видов, охраняемых на территории России, в Перечень III СИТЕС, минприроды РФ направило в Секретариат конвенции в 2013 году. Тогда ещё не появилось системы электронного учёта древесины лесЕГАИС, её начали внедрять только в 2016 году, и в Приморье остро стояла проблема нелегальных рубок и незаконного лесного экспорта.

Как отмечал тогда заместитель министра природных ресурсов и экологии Ринат Гизатулин, неограниченные лесозаготовки ценных пород древесины дуба монгольского и ясеня маньчжурского на территории Дальнего Востока вели к деградации лесов в ареале обитания амурского тигра. Плоды деревьев являются кормовой базой для птиц, грызунов, кабанов, которые, в свою очередь – пища для редких хищников, занесенных в Красную книгу РФ – амурского тигра и дальневосточного леопарда.

«Мы признательны СИТЕС за оперативное рассмотрение предложений Российской Федерации, это решение позволит нам обеспечить дополнительные меры охраны редких растений», - цитировали Гизатулина СМИ.

А вот как это событие видит «Приморская ассоциация лесопромышленников и экспортёров леса», подготовившая обращение на имя руководителя председателя комитета по продовольственной политике и собственности Заксобрания Приморского края. Со слов руководителя организации Павла Корчагина, в 2013 году WWF (Всемирный фонд дикой природы) выдвинул инициативу – включить дуб монгольский и ясень маньчжурский в третье приложение СИТЕС. «WWF, деятельность которой признана нежелательной генеральной прокуратурой», - подчёркивает Корчагин (о том, что заявку поддержало минприроды, и ведомство выразило признательность СИТЕС за «оперативное рассмотрение предложений Российской Федерации», в обращении умалчивается).

Лесопромышленники считают, что всё очевидно. «На момент включения в СИТЕС российские ясень маньчжурский и дуб монгольский занимали лидирующее положение в Азиатско-Тихоокеанском регионе – 62% и 30% от общих объёмов потребления. На рынках АТР нашими конкурентами были страны Европы и Америки. При этом ни в Европе, ни в Америке ни один вид дуба или ясеня не включён в третье приложение СИТЕС», - рассказывает Павел Корчагин.

В результате для российских лесопромышленников сформировался устойчивый бюрократический барьер, заявляет он. Срок выдачи разрешений СИТЕС составляет 40 дней, что тормозит поставки.

А в декабре 2022 года вышла очередная версия административного регламента выдачи разрешений СИТЕС с новым требованием – заявитель должен предоставить копию акта осмотра лесосеки.

«Речь идёт об акте заключительного осмотра лесосеки. Его составляет не арендатор, а органы исполнительной власти после завершения всех лесосечных работ», - поясняет Павел Корчагин.

Как следует из обращения ПАЛЭКС, период лесосечных работ составляет от года до трёх, средний период производства изделий из дуба или ясеня – 3-6 месяцев. То есть в большинстве своём лесопромышленники не могут выполнить это требование.

Решить проблему до 31 декабря

Из-за нововведений возникли разногласия отраслевиков и приамурского межрегионального управления Росприроднадзора. Сегодня они переросли в затянувшуюся борьбу, к которой подключились органы исполнительной, законодательной власти и Юрий Трутнев. Поскольку документы лесоустройства в Приморье в принципе не предусматривают таких обозначений, как «дуб монгольский» и «ясень маньчжурский», в них указаны только «дуб» и «ясень», приамурское Управление стало направлять запросы в министерство лесного хозяйства края по отдельным заявкам с требованием уточнить, а действительно ли дуб – это «дуб монгольский», а «ясень» - «ясень маньчжурский».

Также ведомство запрашивает у лесопромышленников бумажные документы. Всё вышеперечисленное затягивает сроки поставок.

После вмешательства в ситуацию губернатора Приморского края был издан приказ о внесении изменений в административный регламент.

Корректировки содержат два основных положения: до 31 декабря копий бумажных документов не требуется, если они есть в электронной системе ЕГАИС учёта древесины.

И второе – «представление копии акта осмотра лесосеки необходимо исключительно при осуществлении осмотра лесосеки в бесснежный период при условии завершения лесосечных работ».

То есть, объясняет Павел Корчагин, если работы продолжаются или нельзя осмотреть участок из-за наличия снежного покрова, это не должно стать препятствием к выдаче разрешений СИТЕС на экспорт лесной продукции.

«Но, к сожалению, прямое указание минприроды трактуется по-своему приамурским отделом Росприроднадзора», – уверен председатель ПАЛЭКС. – Зима – основной период лесозаготовки и переработки древесины. Если до 31 декабря не решим эту проблему, то опять скатимся».

Аргументированная позиция

Однако проблема пока так и не решилась. В ходе последнего телемоста, организованного с помощью Законодательного Собрания Приморского края, контролирующий орган изложил свою аргументированную позицию. Заключается она в следующем: во-первых, управление является территориальным органом исполнительной власти, подчиняется непосредственно Росприроднадзору и вынуждено руководствоваться положениями СИТЕС.

Разрешения выдаются только на виды, включённые в третье приложение СИТЕС, а именно дуб монгольский и ясень маньчжурский. Соответственно, управление действует согласно регламенту, и нет никаких оснований его обвинять.

Во-вторых, в лесных документах Приморского края, включая таксационные описания и договоры аренды, нет обозначений «дуб монгольский» и «ясень маньчжурский», а есть «дуб» и «ясень». И если субъект пропишет видовой состав документально, никаких уточняющих запросов не потребуется. Эта позиция подтверждена следственным комитетом Хабаровского края и решением Верховного суда.

«Мы делаем запрос в субъект, который не привёл лесной план в соответствие с регламентом, чтобы подтвердить достоверность указанных сведений», - пояснили в ведомстве.

Более того, последняя проверка Амурской бассейновой природоохранной прокуратуры, организованная по жалобе минлесхоза Приморья, не выявила нарушений в действиях территориального органа.

Есть в распоряжении Управления и письмо ДАЛЬНИИМФ, где чётко указано, что на Дальнем Востоке произрастают четыре вида дуба и три вида ясеня.

Что касается требований предоставлять документы на бумажных носителях, то они требуются лишь в том случае, если представлены в ЕГАИС не в полном объёме либо сведения недостоверные, заявляет представитель управления. Проверки прокуратуры не выявили ни одного необоснованного отказа в выдаче разрешения на экспорт.

Не так просто исполнить и приказ Минприроды России от 15.05.2023 N 292 «Об особенностях предоставления в 2023 году разрешения на экспорт образцов (лесоматериалов - бревен, пиломатериалов и шпона) дуба монгольского, ясеня маньчжурского и (или) сосны корейской». В документе указано, что представление копий акта осмотра лесосеки необходимо исключительно в бесснежный период. Но бесснежный период ещё надо подтвердить.

Иными словами, проблема не урегулирована, и градус противостояния зашкаливает. На аргументы управления ПАЛЭКС выдвигает контраргументы. Почему, чтобы уточнить видовой состав, нужно направлять обращения в минлесхоз Приморья по каждой отдельной заявке экспортёров? Почему не сделать общий запрос и раз и навсегда не уточнить, что «дуб» - это «дуб монгольский», а «ясень», - «ясень маньчжурский»? Письмо ДНИИМФ в данном случае кажется ПАЛЭКС слабым аргументом, потому что, утверждают в организации, заготовка других видов дуба и ясеня фактически не ведётся на территории региона.

Экологи, к слову, в этой части не противоречат лесопромышленникам.

«В Приморье известны 4 вида дуба: монгольский, зубчатый, вутайшанский и курчавенький. Готовят только дуб монгольский. Зубчатый занесён в Красную Книгу, и это невысокие коренастые деревца, которые можно встретить в Хасанском районе, Партизанском районе, Находкинском городском округе и Лазовском заповеднике. Вутайшанский и курчавенький - единичные находки в крае», - рассказала эколог Лидия Сибирина.

Также просят отраслевики разобраться с отказами предприятиям, вынесенным, как они утверждают, на основе того, что управление требовало копии акта осмотра лесосеки, когда экспортёр не мог их предоставить. Например, в выдаче разрешения СИТЕС было отказано приморской компании «Афина».

Радикальное решение

Исключить дуб монгольский и ясень маньчжурский из третьего приложения СИТЕС - такую меру сегодня предлагает отраслевое сообщество. ЛесЕГАИС уже содержит всю необходимую информацию в электронном виде, подчёркивает председатель ПАЛЭКС.

«Та система государственного контроля, которая сейчас сформирована, позволяет полностью контролировать законность оборота и экспорта древесины. Наше предложение поддерживает Рослесхоз», - говорит Павел Корчагин.

Как срочную меру он также предлагает дать указание приамурскому межрегиональному управлению Росприроднадзора о недопустимости требований копий документов на бумажных носителях при наличии зарегистрированной документации в ЛесЕГАИС.

Есть и более радикальные предложения – вообще отказаться от СИТЕС. Уполномоченный по защите прав предпринимателей в Приморском крае Марина Шемилина считает, что процедура СИТЕС не нужна, когда есть ЛесЕГАИС.

«СИТЕС полностью дублирует данные ЛесЕГАИС, которые необходимы для получения разрешения на экспорт древесины. Для чего сегодня предприниматели должны предоставлять какие-то ещё документы, нам вообще непонятно. Уже несколько лет мы говорим о том, что эту процедуру нужно убирать. Из-за неё российские экспортёры потеряли своё место на мировом рынке древесины. Это наше кардинальное предложение – изменить весь порядок процедуры выдачи разрешений на экспорт. Сейчас принимаются полумеры», - говорит Марина Шемилина.

Так или иначе, борьба продолжается, и ПАЛЭКС продолжает совместную работу с органами исполнительной и законодательной власти для урегулирования проблемы. В организации считают, что нужны безотлагательные меры, иначе лесозаготовка может оказаться под угрозой срыва.

Нужна ли СИТЕС?

И здесь возникает вопрос, действительно ли ЛесЕГАИС эффективно работает на территории России? Оценки на этот счёт расходятся, некоторые эксперты заявляют, что ЛесЕГАИС только взяла на себя роль инструмента контроля заготовки древесины, а реформы в отрасли, необходимые для её преобразования, так и не были проведены.

Между тем, в процессе разработки находится новая цифровая система лесного комплекса, предназначенная для учета достоверных, систематизированных сведений о лесах, их использовании, охране, защите, воспроизводстве, о древесине и сделках с ней – ФГИС ЛК. Полномасштабное внедрение запланировано на 2024 год. И если ЛесЕГАИС отслеживает лишь торговлю древесиной, то ФГИС ЛК должна будет взять на себя полный контроль над лесной отраслью.

Отметим, сегодня в лесной отрасли Приморского края заняты 10 тысяч человек, и ещё 20 тысяч – в смежных отраслях. Как следует из доклада минлесхоза, лесной комплекс и управление лесами остается прибыльным, несмотря на ухудшение ситуации на рынке. В 2022 году каждый рубль, вложенный в лесоуправление и сохранение лесов, приносил
в краевой бюджет 2,5 руб. доходов за счёт лесных платежей и налогов.

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.

Энергодефицит ДФО

На Дальнем Востоке продолжается рост спроса на электроэнергию, и, как следствие, сохраняется проблема увеличивающегося энергодефицита. По итогам 2024 г. Дальневосточная распределительная сетевая компания (АО «ДРСК») зафиксировала значительный рост потребления электрической энергии на Дальнем Востоке. По итогам прошлого года оно выросло на 768 млн кВт*ч, достигнув почти 26 млрд кВт*ч, что на 3,9% больше, чем в 2023 г.

Для решения проблемы дефицита электроэнергии в макрорегионе планируется строительство новых энергомощностей к 2030 г. Минэнерго рассматривает два варианта строительства 750 МВт новых ТЭС на Дальнем Востоке – с использованием российского оборудования (высокий уровень локализации) или же с участием иностранных поставщиков оборудования. Конкурсные отборы запланированы на лето.

По оценкам «Системного оператора» (СО, диспетчер энергосистемы), к 2030 г. в объединенной энергосистеме Востока потребуется строительство не менее 678 МВт новой базовой генерации и еще около 1,7 ГВт возобновляемой генерации. Новые объекты будут строиться по механизму конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ). При отборах в ДФО предложено установить базовый уровень нормы доходности в зависимости от степени локализации оборудования – в 14% для локализованных проектов и 12% для нелокализованных проектов. Инвестор может окупить вложения за счет оптового энергорынка, который платит надбавку за мощность новых объектов.

Для размещения новых мощностей (угольных или газовых) рассматриваются центральный энергорайон Якутии с мощностью 233-250 МВт, энергорайон за контролируемым сечением «ПримГРЭС-Юг» в Приморском крае на 242-250 МВт и энергорайон за сечением «Переход через Амур» в Хабаровском крае на 203-250 МВт.

При этом строительство в Якутии оценивается как наиболее дорогостоящее. Удельный CAPEX проекта оценивается в 1,235 млн рублей за 1 кВт в локализованной версии и в 951 тыс. рублей за 1 кВт в версии без соблюдения требований по локализации. Поставка мощности на рынок должна начаться не позднее 1 ноября 2029 г. Новая ТЭС мощностью 242-250 МВт в Приморском крае оценивается в 191 тыс. рублей за 1 кВт при соблюдении уровня локализации и в 144 тыс. рублей за 1 кВт без локализации. Она должна быть запущена не позднее 1 декабря 2026 г. В энергорайоне за сечением «Переход через Амур» удельный CAPEX новой ТЭС мощностью 203-250 МВт должен составить 753 тыс. рублей при соблюдении локализации и 580 тыс. рублей за 1 кВт с использованием импортного оборудования. Поставки мощности по данному проекту должны начаться 1 июля 2030 г. Таким образом общий объем капитальных затрат при строительстве мощностей с российскими турбинами превысит 436 млрд рублей. При условии создания всего запланированного объема мощности (с использованием российского оборудования) доплата рынка составит 85 млрд рублей в год.

Потенциальные инвесторы проектов пока не определены. Об отсутствии планов участвовать в отборах заявляли «Газпром энергохолдинг» и «Интер РАО». Потенциальными участниками отборов могут быть «Сибирская генерирующая компания» (СГК), «РусГидро» и «АЛРОСА». В «Сообществе потребителей энергии» полагают необходимым ослабление требований к локализации оборудования в целях минимизации стоимости и соблюдения сроков.

Тарифы и цены

Между тем тарифная нагрузка на промышленных потребителей электроэнергии в перспективе продолжит расти. Так, ФАС предлагает включить в плату за мощность еще 5,37 млрд рублей выпадающих доходов «Дальневосточной генерирующей компании» (ДГК, входит в ПАО «РусГидро») за 2024 г. Таким образом общая сумма компенсации увеличится до 22,5 млрд рублей. Ранее в плате за мощность ФАС уже предлагала учесть 17,1 млрд рублей выпадающих доходов ДГК за 2011-23 гг. Выпадающие доходы, по предложению ФАС, должны компенсироваться в течение трех лет, начиная с 1 июля 2025 г. В данном случае к оплате мощности промышленными потребителями ежемесячно будет прибавляться 625 млн рублей.

Убытки дальневосточных ТЭС связаны с ростом стоимости топлива – угля, который продается по рыночным ценам. По этой причине фактические расходы ДГК не совпадают с заложенными в тарифе. По итогам 2024 г. чистый убыток ДГК по РСБУ увеличился в пять раз относительно 2023 г., достигнув 42,7 млрд рублей. Расходы «РусГидро» на топливо за первый квартал 2025 г. составили 48,5 млрд рублей, увеличившись на 3,2 млрд рублей по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Установленная мощность ТЭС ДГК на Дальнем Востоке составляет 4,6 ГВт.

С учетом предложения ФАС и действующих нормативных механизмов прогнозируется рост конечной цены на электроэнергию для промышленных потребителей на Дальнем Востоке с 5,89 рублей за 1 кВт*ч в 2025 г. до 8,84 рублей за 1 кВт*ч в 2030 г. Помимо того, предложения ФАС включают изъятие в течение трех лет части полученных доходов Приморской ГРЭС (1,5 ГВт), принадлежащей «Кузбассэнерго» («Сибирская генерирующая компания», «СУЭК») за 2024 г. Лишние доходы «Кузбассэнерго», образовавшиеся из-за действующих тарифов, оцениваются в 8,14 млрд рублей. Напомним, что правительство РФ в настоящее время прорабатывает ряд мер по улучшению финансового состояния «РусГидро», в том числе отказ от выплаты дивидендов, продление субсидий для потребителей электроэнергии за счет остальной части РФ до 2035 г. и ускоренную либерализацию цен для ГЭС на Дальнем Востоке , а также введение для угольных компаний обязательства приоритетных поставок на внутренний рынок для нужд энергетики по регулируемым ценам.

Глава «РусГидро» В.Хмарин оценивает, что ускоренная либерализация позволит «РусГидро» получить 185 млрд рублей дополнительной выручки в 2025-29 гг. Продажа электроэнергии по свободным ценам предусмотрена для тепловой генерации, а доля свободной продажи выработки ГЭС пока ограничена 2,5% (но предполагается ее постепенное увеличение). Правительство даже рассматривает возможность увеличить объем продажи выработки дальневосточных ГЭС по рыночным ценам сразу до 100%, что может повысить конечные цены для потребителей на 4%.

На фоне введения на Дальнем Востоке оптового энергорынка Минэнерго РФ предлагает консолидировать на базе ПАО «Россети» электросети Дальнего Востока, которые на сегодняшний день принадлежат ПАО «РусГидро». Владение «РусГидро» дальневосточными электросетевыми активами противоречит законодательству, запрещающему совмещать производство или сбыт электроэнергии с ее передачей в условиях рынка. Принадлежащая «РусГидро» ДРСК отвечает за передачу и распределение электроэнергии по распределительным сетям на территориях Амурской области, Хабаровского края, Еврейской АО, Приморского края и южной части Якутии.

Процесс консолидации может быть затруднен низкими финансовыми показателями ДРСК. В 2023 г. ДРСК получила 717 млн рублей убытка по РСБУ, тогда как в 2022 г. была зафиксирована чистая прибыль в 258,7 млн рублей. Кредиторская задолженность компании по итогам 2023 г. увеличилась с 8,16 млрд рублей до 14,28 млрд рублей. Вопрос консолидации дальневосточных электросетей на базе ПАО «Россети» уже поднимался в 2017 г. и 2020 г. Стоит отметить, что на этом фоне в июне генеральный прокурор РФ И.Краснов подверг критике работу «Россетей» на Дальнем Востоке, заявив о неисполнении компанией обязательств по подключению к энергосетям и анонсировав прокурорские проверки в данной сфере.

На Дальнем Востоке также планируется построить ряд объектов возобновляемой энергетики. Программа поддержки зеленой энергетики, включающая строительство солнечных и ветряных электростанций, малых ГЭС с использованием договоров о предоставлении мощности (ДПМ ВИЭ) действует с 2013 г. и гарантирует возврат инвестиций за счет оптового энергорынка. Согласно требованиям второго этапа программы поддержки ДПМ ВИЭ (2025-35 гг.), степень локализации проектов должна составить около 85-90%.

По итогам проведенного в июне отбора инвестиционных проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) с вводом в 2026-31 гг., которые должны быть построены в рамках программы поддержки зеленой генерации, квоту на строительство солнечных электростанций (СЭС) в размере 64,4 МВт получила компания «Современные энергетические решения Дальний Восток» (ООО «СЭР ДВ»). Один из проектов планируется реализовать в Еврейской АО – к декабрю 2026 г. Одноставочная цена поставки для него составит 14 рублей за 1 кВт*ч. Другие проекты с запланированным вводом в 2027-30 гг. предполагается разместить в Амурской области. Цена поставки составит 10,4-13,3 рублей за 1 кВт*ч.

Кроме того, компания «Юнигрин Энерджи» (Unigreen Energy, принадлежит ООО «Реам менеджмент») рассчитывает к 2027 г. построить мощную солнечную электростанцию в Амурской области производительностью до 1 млрд кВт*ч электроэнергии в год. Соглашение о намерениях с правительством региона было подписано в мае на полях российско-китайского экономического форума «АмурЭкспо». Мощность СЭС должна составить около 650 МВт, инвестиции в проект оцениваются в 65 млрд рублей.

В июне «Росатом» объявил конкурс на проведение инженерных изысканий для последующего создания ветроэлектростанций в Хабаровском крае и Амурской области. Изыскания проводятся в целях определения возможности использования для строительства ВЭС каждой их предлагаемых площадок. Работы будут осуществляться на двух площадках в Амурской области – «Ивановская» вблизи села Тамбовка (Тамбовский муниципальный округ) и «Завитинская» (Бурейский и Завитинский муниципальные округа). В Хабаровском крае для работ определена площадка «Советская» (Ванинский и Советско-Гаванский районы). Стоимость контракта составляет 20 млн 352 тыс. рублей.

Строительство ВИЭ на Дальнем Востоке будет окупаться за счет оптового энергорынка (надбавка за мощность новых объектов). «Совет рынка» оценивает нагрузку на рынок при реализации новых проектов ВИЭ в ДФО в 238,5 млрд рублей до 2050 г. Согласно оценкам, проекты СЭС повлияют на рост цен для потребителей второй ценовой зоны оптового рынка (Сибирь и Дальний Восток) не более чем на 2,25%, проекты ВЭС – на 1,97%.

Продолжается возведение энергетической инфраструктуры для промышленных объектов Дальнего Востока. В июне Дальневосточное управление Ростехнадзора выдало разрешение на ввод в эксплуатацию энергопринимающей установки для бесперебойного электроснабжения строящейся обогатительной фабрики на Малмыжском месторождении меди в Хабаровском крае (Амурский и Нанайский районы, ООО «Амур Минералс»). Схема электроснабжения Малмыжа включает переключательный пункт 500 кВ «Нерген», линии электропередачи 500 кВ «Хабаровская – Нерген», «Комсомольская – Нерген» и «Нерген – Таёжная», а также подстанцию 500 кВ «Таёжная». Строительство было завершено в июле 2024 г. Объем финансирования превысил 12 млрд рублей.

В марте ПАО «Россети» расширило подстанцию 220 кВ «Эльгауголь» и построило новую линию электропередачи протяженностью 268 км до питающего центра 220 кВ «Призейская». Общая стоимость работ составила 29 млрд рублей. Подстанция «Эльгауголь» и линии электропередачи были возведены с целью обеспечения электроэнергией Эльгинского угольного месторождения в Якутии. Также в марте «Россети» приступили к строительству подстанции 220 кВ «Полиметалл» для электроснабжения золоторудного месторождения Албазино в Хабаровском крае (АО «Полиметалл»). Стоимость работ составит 3,7 млрд рублей. К объекту предполагается подвести линии электропередачи 220 кВ, которые будут созданы в результате реконструкции действующей ЛЭП «Берёзовая – Горин».

Ограничения майнинга

Тем временем в правительстве обсуждается возможность расширения ограничительных мер для майнинга криптовалюты в энергодефицитных регионах. С апреля текущего года полный запрет на майнинг введен в южных районах Иркутской области (до 15 марта 2031 г.) . По оценке региональных властей, общая майнинговая нагрузка в Приангарье на начало 2025 г. составляла 1,066 ГВт, из них 419 МВт базируются на севере, 647 МВт – на юге области. На долю юридических лиц приходилось 84% (около 891 МВт), на физические лица – 16% (175 МВт).

В мае глава Минэнерго РФ С.Цивилёв сообщил о планируемом введении круглогодичного запрета на майнинг криптовалюты в южных районах Забайкальского края и Бурятии с 1 июля 2025 г. до 15 марта 2031 г. В настоящее время на данных территориях действует запрет на добычу криптовалют в период зимних пиковых нагрузок – с 15 ноября по 15 марта. В Забайкальском крае и Бурятии при этом отсутствуют легальные майнинговые организации, а власти регионов также сообщали, что не выявляли мощности «серого» майнинга.

Тем не менее правительственная комиссия по вопросам развития электроэнергетики по итогам заседания в начале июня все же отложила на два месяца рассмотрение вопроса о введении круглогодичного запрета майнинга в Забайкалье и Бурятии. В правительстве объявили о намерении оценить выпадающие доходы в электросетевом комплексе, а также подготовить нормативную базу по механизму перераспределения высвобождаемой мощности в пользу социально значимых потребителей. Минэнерго и ФАС совместно с энергетическими компаниями намерены проработать меры стимулирования для привлечения майнинговой нагрузки в регионы, где наблюдается энергетический профицит.

Против законодательных ограничений выступают компании легального промышленного майнинга. В Ассоциации промышленного майнинга (глава – С.Безделов) отмечают, что за время действия запрета в Иркутской области в зимний период энергоснабжающие организации недополучили значительную часть прибыли. Представители руководства наиболее крупного в РФ майнингового центра в Братске BitRiver полагают, что запрет промышленного майнинга в южной части Иркутской области может снизить полезный отпуск электроэнергии примерно на 4,5 млрд кВт*ч в год.

По данным «Иркутской электросетевой компании» (ИЭСК) при высвободившихся в результате запрета на майнинг 308 МВт мощности на юге Иркутской области в осенне-зимний период, данные мощности остались невостребованными , и ИЭСК недополучила около 800 млн рублей валовой выручки за услуги по передаче электроэнергии, которые в свою очередь рассматриваются как финансовый источник для выполнения 9,5 тыс. договоров льготного подключения.

Кроме того, в зимний период в регионах наблюдался всплеск недовольства тарифной политикой после введения постановлением правительства (с 1 января 2025 г.) трех диапазонов потребления электроэнергии для населения (в зависимости от объемов потребления) . Первый диапазон включает от 0 до 3,9 тыс. киловатт-часов в месяц. Цена на электроэнергию для него устанавливается согласно предельным показателям для каждого региона и ежегодно индексируется. Второй диапазон (от 3,6 до 6 тыс. киловатт-часов в месяц) предполагает, что плата не может быть ниже экономически обоснованного тарифа. Третий диапазон (более 6 тыс. киловатт-часов в месяц) предполагает цены не ниже, чем при уровне напряжения 220–380 Вт (как для коммерческих потребителей). Мера по снижению потолка экономически обоснованного тарифа объяснялась борьбой с нелегальным майнингом криптовалюты и необходимостью сокращения «перекрестного субсидирования», при котором низкий тариф для населения компенсируется более высоким тарифом для бизнеса.

Данные изменения не коснулись жителей многоквартирных домов (где установленный лимит превышает средний объем потребления). Однако жители частных домов, оборудованных системой электроотопления, сообщили о значительном росте суммы оплаты, направляя региональным и муниципальным властям обращения по поводу пересмотра ценообразования. В итоге власти Иркутской области и Приморского края направили в федеральное правительство и Госдуму запросы о пересмотре тарифной политики с учетом региональной специфики, сезонности и обеспеченности газом частных домовладений.

В результате постановлением правительства от 20 февраля была расширена возможность применения сезонного коэффициента к максимальному значению потребления электроэнергии для граждан, проживающих в домах, оборудованных электроотопительными установками, в условиях отсутствия альтернативных источников теплоснабжения. Повышающий коэффициент 1,8 для граждан, проживающих в жилых или садовых домах, оборудованных электроотоплением, по решению региональных властей может применяться в любом регионе РФ в течение всего отопительного сезона независимо от диапазона потребления. Постановление также предполагает пересчет стоимости электроэнергии с начала 2025 г. для граждан, проживающих в домах с электроотоплением.

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

Из воды на сушу

Создание АСММ берет начало с зарождения атомного ледокольного флота, который вывел освоение Арктики на новый уровень. Знаковым событием стал ввод в 1959 году в эксплуатацию ледокола «Ленин» – первого надводного судна с ядерной силовой установкой (сейчас является музеем).

«В Заполярье строились крупные предприятия, рудники. Чтобы обеспечивать их нормальную деятельность нужно было постоянно привозить людей, продукцию, а у дизельных ледоколов не хватало мощностей», – рассказывает заместитель гендиректора госкорпорации «Росатом» Андрей Никипелов.

За более чем 60 лет для атомного флота произведено 32 транспортных гражданских реактора. В советский период разработаны установки серий ОК-150, ОК-900, КЛТ-40. Кстати, последняя применена на плавучей АЭС «Академик Ломоносов», работающей с 2020 года в Певеке. К настоящему времени этой станцией произведено более 1,1 млрд кВт/ч электроэнергии.

В 2013 году начался выпуск энергетических реакторов новой линейки. Это в первую очередь Ритм-200 мощностью 50-60 МВт. Сейчас он является флагманским реактором, отметил представитель «Росатома». Оснащенные этой установкой четыре ледокола серии 22220 «Арктика», «Сибирь», «Урал», «Якутия» находятся уже в эксплуатации, в процессе постройки – суда «Чукотка» и «Ленинград». Как ожидается, в ближайшее время будет заложен атомоход «Сталинград», кроме того, в правительстве РФ обсуждается строительство еще двух ледоколов этого же проекта.

Одновременно идет работа над реактором Ритм-400, который по мощности вдвое превосходит Ритм-200. Такой силовой установкой предполагается оснащать ледоколы проекта 10510 «Лидер». Головное судно «Россия» строится на большекаменской верфи «Звезда».

Помимо ледокольного флота энергетические реакторы запланированы к использованию на плавучих энергоблоках типа ПЭБ-106, ПЭБ-180 (в процессе разработки реакторы Ритм-200М, Ритм-400М), а также на наземных атомных станциях малой мощности (Ритм-200Н).

Первый плавучий энергоблок планируется запустить в бухте Наглейнын на Чукотке для энергоснабжения недропользователей в Баимской рудной зоне. Всего будет четыре реактора общей мощностью 424 МВт: первые два планируется ввести в 2028 году, третий – в 2029-м, четвертый – в 2031-м.

Постройка наземной АСММ запланирована в Якутии в поселке Усть-Куйга для снабжения горнодобывающего кластера в Усть-Янском районе, формирующегося вокруг Кючусского золоторудного месторождения. Сооружение с двумя энергоблоками (суммарная мощность – 110 МВт) станет первой такого рода атомной станцией в России, которая появится за длительный период после Билибинской АЭС, построенной в 1970-х.

Изначально ввод одноблочной АСММ на 50 МВт в Якутии планировался в 2028 году, но в связи заменой проекта на двухреакторный объект срок сдачи в эксплуатацию перенесен на 2031-й. Решение о строительстве станции с двумя энергоблоками вместо одноблочной принято с учетом перспектив освоения других запасов полезных ископаемых, в том числе месторождений олова (Депутатское, Тирехтях, Одинокое), серебра, редкоземельных металлов.

Другую АСММ «Росатом» намерен построить в Норильске. Максимальная мощность станции, состоящей из четырех реакторов, оценивается в 320 МВт.

Реализация этих проектов задумана без привлечения бюджетных средств. «По сути [объекты генерации] формируются за счет контрактации с потребителем. И у коллег есть либо предварительные, либо уже подписанные соответствующие соглашения с потребителями, которые работают в этой энергозоне», – уточнил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов.

По его словам, несмотря на высокий CAPEX, малые АЭС дадут больший экономический эффект в сравнении с другими видами генерации в технологически изолированных энергосистемах. 

Нормативная база нуждается в доработке

Практика строительства малых атомных станций может быть расширена. Россия вообще создана для тиражирования подобной энергетики, убежден научный руководитель АО «ВНИИАЭС» Сергей Соловьев. «80% природных богатств у нас размещено на 3/4 территории, где как раз нет централизованных сетей», – отмечает он.

Вкладываться в сетевую инфраструктуру в условиях Крайнего Севера дорого. Строительство 1 км ЛЭП 110 кВ еще пять лет назад оценивалось приблизительно 80-90 млн руб., информирует технический директор ООО «НГ-Энерго» Игорь Бутвина. «Чтобы обеспечить поселок на расстоянии 50-60 км, которому требуется 3-5 МВт электрической энергии, только стоимость одной линии электропередачи составит несколько миллиардов рублей. Это совершенно нецелесообразно», – полагает он.

Как сообщил депутат Госдумы Федот Тумусов, только в Арктике действуют 1,5 тыс. дизельных электростанций и почти 4 тыс. угольных котельных. При этом потери ресурсов достигают до 40%, а тарифы растут космическими темпами. Парламентарий предлагает решать вопрос за счет широкого распространения микро-атомных технологий, с подключением Росатома.

И в российской и в мировой атомной энергетике сегодня есть различные решения для локального энергообеспечения (всего в мире заявлено боле 80 типовых проектов АСММ). К примеру, Курчатовским институтом спроектирована мини-АЭС с реактором типа «Елена-АМ» для снабжения Тикси. В собранном виде «Елена» представляет собой цилиндр диаметром 4,5 м и высотой 15 м. Установка разбирается на отдельные блоки. Вся станция высотой с десятиэтажный дом также имеет цилиндрическую форму диаметром 40 метров.

Технологий появляется немало, и в любом случае должны быть обеспечены высокое качество заводского изготовления и транспортабельность оборудования, говорит Сергей Соловьев. Строительно-монтажные работы на Севере существенно удорожают проект, поэтому надо произвести на заводе максимальный объем монтажа, а минимальный – уже на площадке.

«Нужны роботы, потому что, если станций будет много, возрастет потребность в квалифицированном персонале – туда не наездишься. А если роботы – это новая норма безопасности, как можно искусственному интеллекту это доверить», – рассуждает представитель ВНИИАЭС.

Много пробелов остается и с точки зрения существующей нормативной базы. Например, большой блок вопросов связан с плавучими энергоблоками, констатирует начальник управления по регулированию безопасности атомных станций и исследовательских ядерных установок Ростехнадзора Владислав Манаков. Согласно правилам МАГАТЭ, ответственность за работу такого объекта на протяжении всего жизненного цикла несет эксплуатирующая компания.

«В отношении судов и плавучих энергоблоков есть нюанс, который не учитывается законодательством. Потому как в соответствие с законом №170 ("Об использовании атомной энергии" – EastRussia) при сооружении, строительстве плавучих энергоблоков устанавливается, что ответственность за этот процесс несет не эксплуатирующая организация, а головная конструкторская и судостроительная. Это уже некое нарушение того принципа, который реализуется всем мировым сообществом», – говорит Владислав Манаков.

При этом, согласно законодательству, ответственность за радиационный ущерб несет эксплуатант, тогда как в отношении проектировщика и строителя объекта таких обязательств нет. «Но надо понимать, что при строительстве плавучего энергоблока процесс ввода его в эксплуатацию осуществляют эти две организации. В рамках этого происходит загрузка активной зоны ядерным топливом и вывод реакторной установки на минимально контролируемый уровень. То есть все виды опасности, которые присущи атомным станциям, происходят и на этапе строительства. И тут на наш взгляд недостаточно законодательства», – пояснил представитель Ростехнадзора.

Сегодня продолжается разработка транспортабельного мини-реактора «Шельф-М» на 10 МВт. В 2023 году «Росатом» и правительство Чукотки заключили соглашение по проекту АСММ, создаваемой на базе этой реакторной установки, для обеспечения энергоснабжением золоторудного месторождения Совиное и некоторых населенных пунктов.

В то же время развитие технологий наземных транспортабельных атомных станций не закреплено ни в одном документе стратегического планирования РФ, подчеркивают в Ростехнадзоре. Да и опыта как строительства, так и эксплуатации подобных сооружений в стране практически нет.

«Это реакторная установка, которая на заводе-изготовителе загружается ядерным топливом, проводятся все испытания. Потом эта батарейка, некая капсула с топливом, транспортируется в пункт размещения. С точки зрения требований по безопасности Ростехнадзору не хватает более детальной информации от проектантов, корпорации [Росатом]», – говорит Владислав Манаков.

Конечно, крупнейшие аварии на АЭС Три-Майл-Айленд (1979 год), Чернобыль (1986), Фукусима-1 (2011) привели к повышению требований безопасности и повлияли на удорожание проектов атомной энергетики.

«Это все-таки события достаточно редкие. Большая часть стоимости современных больших блоков – как раз меры безопасности. Но когда подходим к станциям малой мощности, мое мнение, нужно пересмотреть законодательство, и эта работа делается. Важно заново уточнить ущерб, потому что ущерб от малой станции будет даже не кратно меньше. Там целый класс аварий пропадает – тех, которые [могут произойти] на больших станциях», – объясняет заместитель директора по ядерным технологиям НИЦ «Курчатовский институт» Алексей Ковалишин.

Пересмотр возможных рисков позволит удешевить проекты АСММ, сделать их более конкурентоспособными, считает он. 

Льготы и контракты

Особую важность для создания АСММ приобретают законы о территориях опережающего развития и господдержке предпринимательской деятельности в арктической зоне, говорит директор департамента по работе с регионами и органами государственной власти АО «Концерн Росэнергоатом» Светлана Чурилова. Они предусматривают ряд преференций, которыми вполне могли бы воспользоваться атомщики, но сегодняшний характер правоприменения не дает в полной мере получить от льгот этот эффект.

Для получения статуса резидента ТОР потребуется изменить традиционную схему владения, эксплуатации атомных станций малой мощности. В частности, концерну придется создать дочернее общество с последующем включением его в перечень российских юрлиц, в собственности которых могут находиться ядерные установки, затем создать филиал на площадке АСММ в соответствие с распоряжением Ростехнадзора, заключить договор на эксплуатацию станции с «дочкой».   

«Все это приведет к увеличению административных расходов, временных и других затрат и собственно снизит эффективность мер господдержки резидента ТОР, а самое главное, это негативно повлияет на формирование конечного тарифа», – подчеркнула Светлана Чурилова.

Выход – в изменении законодательства в части предоставления статуса резидента организациям, создающим в ТОР свои филиалы по эксплуатации генерирующих объектов, добавила она.

Другая проблема может крыться в нестабильных объемах потребления на всем жизненном цикле АСММ. «Билибинская АЭС создана в 1973-1974 годах, и пока был потребитель, она очень хорошо себя показывала. Потом потребитель исчез. Строя такие станции, всегда нужно понимать, кто будет дальше пользоваться этой энергией, поскольку срок жизни сооружения – это десятилетия (расчетный срок службы установки Ритм‑200 – ​60 лет – EastRussia)», – обращает внимание Алексей Ковалишин.

По его словам, то, что ПАЭС «Академик Ломоносов» с начала запуска в 2020 году произвела 1,1 млрд кВт/ч электроэнергии, свидетельствует о низком коэффициенте использования установленной мощности (КИУМ). «Это 1,6 года непрерывной работы – довольно небольшой КИУМ. Но этот вопрос не совсем к атомщикам, а как раз к той инфраструктуре, которая готова принять такой источник энергии или нет», – отметил представитель Курчатовского института.

Кстати, определенные сложности сейчас возникли в части проекта АЭС для Баимского ГОКа. По словам Андрея Максимова, запроектирована достаточно большая мощность для потребителя, однако контрактация объемов пока задерживается.

Дежавю

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

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

Газ, уголь, атом?

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

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

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

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

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

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

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

Экологический расчет

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

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

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

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

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

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

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

Альтернативная точка зрения

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

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

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

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

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

Предельная норма

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Региональное лобби

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

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

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

При этом жители могут получить перерасчет квитанций за январь.

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

Предъявите документы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Повышение энерготарифов коснулось всех

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

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

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

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

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