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.

На пути к либерализации энергорынка

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рост потребления и дефицит

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Новая генерация и модернизация существующих мощностей

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Ограничения по майнингу

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

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

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

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

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

Локальная генерация

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Спрос догнал износ

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

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

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

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

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

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

Источники разные нужны

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

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

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

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

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

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

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

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

От тарифа до сумы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Когда возможности не успевают за потребностями

В связи с реализацией инфраструктурных и добывающих проектов на Дальнем Востоке растет энергопотребление, но также возникает дефицит мощностей, учитывая высокую степень износа действующих объектов энергетической инфраструктуры. Для закрытия энергодефицита на Дальнем Востоке диспетчер энергосистемы «Системный оператор» (СО) предложил Минэнерго до 2029 г. построить на Дальнем Востоке 1,59 ГВт тепловых и 1,35 ГВт ветряных и солнечных электростанций. Проекты ТЭС на 587 МВт предлагается выставить на открытый конкурс с предложением наименьшей цены.

При этом конкурсный отбор в энергосистеме Востока возможен после отмены государственного регулирования тарифов в ДФО, а дата введения оптового энергорынка в макрорегионе все еще не определена. Соответственно срок проведения конкурсного отбора также остается неопределенным. Введение энергорынка было намечено на 1 июля 2024 г.^[1], но в марте занимавший тогда пост главы Минэнерго Н.Шульгинов признал, что рынок не сможет заработать в регионе к данному сроку из-за наличия разногласий.

Площадки под ТЭС суммарной мощностью 1 ГВт «Системный оператор» предлагает отбирать на правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики (председатель – вице-премьер А.Новак). В число таких рассматриваемых объектов входит расширение Якутской ГРЭС в Якутии на 65 МВт, Комсомольской ТЭЦ-3 на 180 МВт и Совгаванской ТЭЦ в Хабаровском крае на 63 МВт. Кроме того, предлагается ввести 460 МВт на Свободненской ТЭС «Газпром энергохолдинга» в Амурской области и построить новую Находкинскую ТЭС на 240 МВт в Приморском крае (ее проект существует с 2011 г.).^[2] Объем капитальных затрат (CAPEX) должно утверждать правительство.

Также «Системный оператор» полагает целесообразным закрыть электростанции «РусГидро», работающие на импортных газовых турбинах – в том числе, запущенные в 2012 г. блоки Якутской ГРЭС-2 и работающей с 2018 г. Восточной ТЭЦ во Владивостоке общей мощностью 303 МВт. На блоках установлены турбины LM6000 американской компании General Electric, ремонт которых возможен только в США. Помимо того, на ТЭЦ на острове Русский во Владивостоке работают семь турбин японской компании Kawasaki. Вывод всех данных объектов потребует дополнительного строительства ТЭС на 340 МВт.

При этом в «РусГидро» негативно оценивают вариант закрытия электростанций и предлагают заменить турбины на российские. Компания уже установила на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 две турбины по 25 МВт, выпущенные «ОДК-Авиадвигатель» («Ростех»), их сдача в эксплуатацию должна состояться в текущем году. Кроме того, «Ростех» и «РусГидро» заключили договор на поставку двух турбин по 25 МВт для Якутской ГРЭС-2. Их поставка намечена на конец текущего года, пусконаладочные работы и сдача в эксплуатацию – на 2025 г. В «РусГидро» также заявляют, что располагают вариантом капитального ремонта в России газотурбинных установок Восточной ТЭЦ.

Потребность в возобновляемых источниках энергии в энергосистеме Востока «Системный оператор» оценивает в 1 ГВт солнечных и 355 МВт ветряных электростанций до 2029 г. При этом около 1 ГВт может быть разыграно на конкурсе. Согласно расчетам СО, 1,35 ГВт ВИЭ эквивалентны 340 МВт на ТЭС, но оператор энергосистемы также намерен внести в предложения дополнительные уточнения с учетом меняющейся ситуации в отрасли. Предполагается, что часть ВИЭ-проектов для строительства на Дальнем Востоке могут быть отобраны на технологически нейтральном конкурсе по механизму конкурентного отбора новой генерации (после введения оптового энергорынка). Кроме того, часть необходимого объема может быть обеспечена за счет проектов ВИЭ, уже отобранных на конкурсах в других энергосистемах страны по механизму договоров поставки мощности (ДПМ) и перенесенных в ДФО.

В частности, в «Юнигрин Энерджи» («Реам Менеджмент» М.Сиволдаева) в феврале сообщали о готовности после запуска энергорынка на Дальнем Востоке перенести до 300 МВт своих проектов солнечных электростанций (уже отобранных по программе ДПМ ВИЭ). Также компания предложила провести конкурс ДПМ на Дальнем Востоке на оставшийся объем в 350 МВт с датами ввода проектов в 2026-27 гг. В компании заявили о готовности участия в таком конкурсе.

Сроки строительства ВИЭ-генерации составляют до двух лет, а капитальные расходы на 1 кВт – до 85 тыс. рублей (в зависимости от технологии). Тем не менее существуют опасения, что стоимость постройки объектов ВИЭ на Дальнем Востоке окажется выше ввиду сложной логистики, в том числе на фоне санкций.

Тем временем Минэнерго на основе представленных материалов «РусГидро» по проекту модернизации газовой Владивостокской ТЭЦ-2, предложило установить CAPEX для трех энергоблоков станции на 360 МВт на уровне 63,6 млрд рублей (в текущих ценах). Объем затрат был снижен по сравнению с суммой, изначально предложенной «РусГидро». Исходя из объема капитальных затрат будет рассчитан тариф на мощность. Мощность новых энергоблоков будет заложена в тариф коммерческих потребителей других регионов страны.

В конце прошлого года «РусГидро» увеличило стоимость модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 в два раза относительно уровня 2020 г., до 66,3 млрд рублей (без НДС), объяснив изменения необходимостью полной замены главного корпуса станции и котлов. Первый газовый энергоблок Владивостокской ТЭЦ-2 на 120 МВт был запущен в апреле текущего года^[3]. В отсутствие утвержденного CAPEX блока, станция поставляет мощность по регулируемому тарифу старых блоков в 321,96 тыс. рублей за 1 МВт в месяц (без НДС)^[4]. Хотя «РусГидро» вынесло на наблюдательный совет «Совета рынка» (регулятор энергорынка) вопрос о перерасчете тарифов на мощность для Владивостокской ТЭЦ-2, такое решение не было принято.

В феврале «Системный оператор» озвучил результаты отбора проектов строительства новых электростанций в Бурятии и Иркутской области. Победителями^[5] стали проекты по созданию объектов угольной генерации. АО «ТГК-14» будет строить один блок на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 мощностью 65 МВт с общим объемом капитальных расходов 26,3 млрд рублей. «Байкальская энергетическая компания» («Иркутскэнерго», входит в холдинг En+ Group) построит два энергоблока на Иркутской ТЭЦ-11 общей мощностью в 460 МВт с суммарным CAPEX в 109,9 млрд рублей.

Инвесторы обязуются запустить объекты к 31 декабря 2028 г. Затраты на проекты будут окупаться через повышенные платежи за мощность при базовой доходности в 12%. По оценкам «Сообщества потребителей энергии», платеж энергорынка за мощность данных объектов за период окупаемости (20 лет) составит около 775 млрд рублей. В «Совете рынка» отмечают, что за 20 лет суммарная стоимостная нагрузка по платежам за мощность на оптовом энергорынке по отобранным объектам (525 МВт) составит около 330 млрд рублей в ценах 2023 г.

Следует отметить, что объектов мощностью 525 МВт для регионов будет недостаточно, поскольку объем дефицита в них более чем в два раза выше и составляет 1,225 ГВт. На конкурсе не разыграны 700 МВт, включая 395 МВт на юге энергосистем Забайкальского края и Бурятии, поскольку на эти объемы не подано заявок. Так, в «Интер РАО» объяснили отказ от участия в отборе не устраивающими условиями конкурса. Сроки проведения конкурса на оставшиеся объемы не определены.

В мае Минэнерго подготовило более привлекательные условия конкурса на строительство оставшихся 700 МВт. Министерство предложило увеличить удельную стоимость строительства объекта на 39%, до 589 тыс. рублей за 1 кВт в ценах 2028 г., при базовой доходности в 14% годовых. Общая максимальная стоимость объектов на 700 МВт таком образом может превысить 412 млрд рублей. При этом предлагается в том числе привлечь для участия в конкурсе проекты с импортным оборудованием, при условии снижения доходности до 12% в год и с максимальным удельным CAPEX в 375 тыс. рублей^[6]. Такие условия рассчитаны на привлечение к проекту китайских компаний.

Сохранение необходимости оплачивать мощности новых дальневосточных энергоблоков беспокоит промышленных потребителей в стране. Объединяющее промышленных потребителей энергии «Сообщество потребителей энергии» предлагает в целях снижения тарифной нагрузки строить электростанции в дефицитных регионах по принципу take-or-pay, подразумевающему, что новую мощность оплачивают потребители – заказчики дополнительной генерации. Вице-премьер А.Новак поручил Минэнерго совместно с ФАС и Минэкономразвития представить согласованные предложения по данному вопросу в правительство.

Возможность применения механизма take-or-pay касается оплаты мощности газовой Новоленской ТЭС «Интер РАО» на 550 МВт в Якутии (вблизи города Ленск). Ее планируется запустить к 1 июля 2028 г. в целях снабжения энергодефицитного Бодайбинского энергорайона на севере Иркутской области, газ на ТЭС должен поставляться со Среднеботуобинского месторождения (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», входящее в «Роснефть»). Норма доходности для объекта составляет 13,25%. В «Интер РАО» намеревались инвестировать в проект 257 млрд рублей.

«РусГидро» для модернизации Нерюнгринской ГРЭС в Якутии могут быть переданы две паровые турбины производства АО «Силовые машины»^[7] А.Мордашова после отказа ПАО «ОГК-2» («Газпром энергохолдинг») от модернизации двух энергоблоков Сургутской ГРЭС-1 в Ханты-Мансийском АО (405 МВт, запуск был запланирован на 1 января 2028 г.). Два энергоблока Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) «РусГидро» рассчитывает запустить к 1 января 2026 г. Новые мощности требуются для энергоснабжения Восточного полигона «РЖД». Ранее в «Силовых машинах», ссылаясь на производственные ограничения, заявили о невозможности в сроки отгрузить оборудование и для «ОГК-2», и для «РусГидро». Тем не менее отказ от сургутского проекта пока не получил одобрения правительства. На данный момент мощность Нерюнгринской ГРЭС составляет 570 МВ.

Возобновляемые источники энергии

В сфере возобновляемой энергетики на Камчатке предполагается развивать гидроэнергетическое и геотермальное направления. В настоящее время компания «РусГидро» приступила к проектированию Толмачёвской ГЭС-4, которая станет завершающей ступенью каскада гидроэлектростанций на реке Толмачёва в Усть-Большерецком районе. Мощность станции составит 6 МВт, она должна вырабатывать 41,55 млн кВт*ч возобновляемой электроэнергии в год. Проектные работы планируется завершить к концу 2025 г.

При этом «РусГидро» продолжает реализацию программы бурения новых геотермальных скважин для поддержания мощности станции на Мутновском месторождении. Напомним, что в 1999 г. на месторождении была построена Верхне-Мутновская ГеоЭС, которая являлась пилотным проектом^[8] освоения Мутновского месторождения для подтверждения технической возможности и экономической целесообразности получения электроэнергии из геотермального теплоносителя. В 2002 г. на месторождении была запущена Мутновская ГеоЭС, являющаяся на сегодняшний день наиболее крупной геотермальной станцией России.

На Мутновской ГеоЭС планируется увеличить мощности за счет строительства бинарного энергоблока (16,5 МВт). На сегодняшний день начато его проектирование. «РусГидро» совместно с АО «Зарубежнефть»^[9] намерены построить вторую очередь ГеоЭС установленной мощностью 66,5 МВт (два блока по 25 МВт и бинарный энергоблок на 16,5 МВт) и выработкой около 531,5 млн кВт*ч в год. Для данного проекта выполнено технико-экономическое обоснование.

Холдинг En+ Group в феврале вел переговоры с китайской компанией CHN Energy по вопросу строительства ветропарка мощностью 1000 МВт в рамках ТОР «Амурская» в пригороде Благовещенска. Планируемый объем инвестиций составит около 60 млрд рублей. Также разрабатывается возможность реализации проекта по локализации производства ветроэнергетического оборудования – с ежегодным выпуском продукции на 300-350 МВт. Предполагаемый объем инвестиций оценивается в 14 млрд рублей.

Атомная генерация

В сфере атомной энергетики «Росатом» рассматривает возможность установки до пяти плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ) на юго-востоке и юго-западе Приморского края. Три энергоблока могут быть установлены вблизи города Фокино (ЗАТО) для энергоснабжения промышленных предприятий – в первую очередь, судостроительного комплекса «Звезда» в Большом Камне, а также портовых мощностей. Один блок планируется построить в Хасанском муниципальном округе, около поселка городского типа Славянка, в целях поставок электроэнергии на туристические объекты. Пятый энергоблок (также вблизи Славянки) может стать подменным для замены действующих во время перегрузки ядерного топлива. ПЭБ будут оснащены типовым реактором «Ритм-200». Мощность каждого блока может составить около 100 МВт.

Энергодефицит в южной части Приморья оценивается в 240 МВт, а к 2029 г. ожидается общее увеличение дефицита в крае до 600 МВт. «Росатом» и правительство края в марте подписали меморандум о взаимодействии при проработке технических и экономических вопросов строительства ПЭБ. Реализация проекта может занять 4-5 лет (с момента подписания контракта). Стороны намерены подписать обязывающие документы в текущем году. «Росатом» должен заняться подготовкой ПЭБов, тогда как региональному правительству предстоит определить точки размещения объектов и подготовить береговую инфраструктуру. При этом в Приморье все еще не отказываются от планов строительства двух наземных атомных энергоблоков мощностью до 600 МВт каждый в рамках проекта Приморской (Дальневосточной) АЭС.

Напомним, что «Росатом» на сегодняшний день располагает твердым контрактом на строительство четырех ПЭБов по 106 МВт каждый на реакторах «Ритм-200» для энергоснабжения Баимского ГОКа в Чукотском АО. В 2021 г. стоимость данных блоков оценивалась в 190,2 млрд рублей (с учетом НДС). В настоящее время в «Росатоме» не уточняют их текущую фактическую стоимость, с учетом удорожания основного оборудования. Первые два корпуса «Росатом» заказал у китайской компании Wison (Nantong) Heavy Industry Co. Ltd за 225,8 млн долларов, два остальных планировалось заказать у Балтийского завода (входит в «Объединенную судостроительную корпорацию», ОСК), но контракта с ОСК на производство корпусов заключено не было. При этом в госкорпорации не исключают возможность заказа на иностранных верфях.

Стоимость корпуса в общем объеме капитальных расходов (CAPEX) на ПЭБ составляет около 20%. В марте заместитель гендиректора «Росатома» В.Рукша отмечал, что строительство третьего и четвертого ПЭБов для Баимского проекта приостановлено из-за риска возникновения убытков. В 2021 г. «Росатом» сообщал, что согласно условиям контракта, он будет поставлять энергию по цене в 6,45 рублей за 1 кВт*ч (в ценах 2020 г.) с ежегодной индексацией тарифа по инфляции^[10]. В условиях все еще не решенного вопроса окупаемости проекта рассматривается выделение Баимского ГОКа в изолированную зону с установлением специального инвестиционного тарифа.

Энергия для горнодобычи

Продолжается создание энергетической инфраструктуры для проектов в сфере добычи полезных ископаемых. «Россети» в апреле завершили создание схемы внешнего электроснабжения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Якутии (месторождение является ресурсной базой для магистрального газопровода «Сила Сибири»). Под напряжение были поставлены подстанция 220 кВ «Чаянда» трансформаторной мощностью 126 МВА, переключательный пункт 220 кВ «Нюя» и соединяющая их двухцепная линия электропередачи протяженностью 66,4 км. Объем присоединения потребителя составляет 50,05 МВт. Переключательный пункт «Нюя» присоединен к сетям заходами линии электропередачи 220 кВ «Городская – Пеледуй №1 и №2».

Также в апреле были завершены работы по созданию энергетической инфраструктуры Ковыктинского месторождения в Иркутской области (также является ресурсной базой «Силы Сибири»). Реконструирована подстанция 500 кВ «Усть-Кут»‎, и построены две ЛЭП общей протяженностью 518 км. Строительство ЛЭП велось от месторождения возле села Коношаново (Жигаловский район) до Усть-Кута. Объекты Ковыктинского месторождения подключены через ЛЭП к подстанции Усть-Кут, являющейся основным питающим узлом Байкало-Амурской магистрали.

Кроме того, глава правительства М.Мишустин в феврале подписал распоряжение правительства для строительства АЭС малой мощности (АСММ) «Росатома» с целью энергоснабжения золоторудного проекта Кючус ПАО «Селигдар» и «Ростеха» (компания «Белое золото») в Якутии (Верхоянский район). Напомним, что ввод станции намечен на 2028 г.

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

[1] Либерализация цен в неценовых зонах изначально была запланирована на ноябрь 2023 г. Позднее сроки сдвинулись на 1 января 2024 г. с учетом необходимости доработки нормативно-правовых изменений, позднее - еще на полгода, до 1 июля 2024 г.

[2] Строительством станции в 2011 г. интересовались «РАО ЭС Востока» («РусГидро») и ООО «Инвестор Энерджи» (входило в группу «Сумма»), но в дальнейшем проект был отложен.

[3] На три месяца позже ранее установленного срока (1 января).

[4] Тариф на электроэнергию для Владивостокской ТЭЦ-2 составил 2,4 тыс. рублей за 1 МВт*ч.

[5] Победителями стали участники, подавшие заявки с наименьшей ценой.

[6] Общий максимальный объем капитальных затрат на 700 МВт в таком случае составит около 250 млрд рублей.

[7] У «ОГК-2» заключен контракт с «Силовыми машинами», предполагающий поставку турбин во втором квартале 2025 г.

[8] Проекты строительства геотермальных электростанций на Мутновском месторождении рассматривались с 1980-х гг.

[9] В 2022 г. «Зарубежнефть» получила три лицензии для развития геотермальной энергетики на Камчатке – на Корякско-Кеткинский, Верхнежировский и Больше-Банный участки. В том же году «Зарубежнефть» и КРДВ заключили соглашение о намерениях по реализации проектов в области геотермальной энергетики в рамках ТОР «Камчатка».

[10] Актуальную себестоимость выработки «Росатом» в настоящее время не называет.

Первым свою версию решения выдвинул генеральный директор ООО «МПГ Сибири» Алексей Миллер — он поделился успешными кейсами по формированию рынка поставок газомоторного топлива в материковых регионах России, где изначально отсутствует ресурсная база для производства КПГ на месте. Компания работает преимущественно в Кемеровской области и за несколько лет создала сеть снабжения компримированным газом в нескольких соседних субъектах Сибири. В мае 2023 года делегация «МПГ Сибири» приезжала на Сахалин для того, чтобы оценить масштабы возможного сотрудничества. И, по мнению Миллера, у острова есть ряд особенностей, которые влияют и на становление, и на развитие рынка КПГ.

«Среди минусов Сахалинской области — я говорю сейчас преимущественно об острове Сахалин — протяженность региона. Довольно большое расстояние с юга, где сконцентрировано наибольшее число потребителей, на север. Кроме того, здесь довольно много малонаселенных пунктов, что автоматически сокращает перспективный рынок сбыта среди владельцев личного автотранспорта. И на Сахалине очень мало стационарных заправочных станций газомоторного топлива — всего три и, опять же, они сконцентрированы на юге региона. С другой стороны, в вашем регионе присутствует такое преимущество как беспрецедентные меры поддержки перехода автомобилей на КПГ со стороны правительства Сахалинской области — по-моему, такого объема помощи больше нет нигде. В связи с тем, что активно развивается добывающая, сельскохозяйственная, лесоперерабатывающая промышленность, в регионе есть определенный инвестиционный потенциал и, как следствие, перспективы для развития поставок КПГ на острове», — перечислил генеральный директор ООО «МПГ Сибири» Алексей Миллер.

По мнению эксперта, вне зависимости от того, в каком регионе внедрять комплексную сеть заправочных станций для автомобилей на газомоторном топливе, нужно тщательно анализировать потенциал спроса. Так, в Сибири партнерство с «Газпром газомоторное топливо» позволило наладить поставку мобильных комплексов КПГ на территории, где газа как такового нет вообще, но сформировалась устойчивая потребность в таком топливе. Речь идет, в частности, об угледобывающих предприятиях Кузбасса, которые стали так называемыми якорными потребителями и, обеспечив первую ступень постоянного спроса на газомоторное топливо, сформировав базу для развития поставок и другим компаниям, а также физическим лицам. По этой схеме, отметил Миллер, может пойти и Сахалин — возможности для этого есть.

«Когда в мае мы приезжали на Сахалин, мы проехали весь остров с юга на север. Побывали в Ногликском, Александровск-Сахалинском, Углегорском, Поронайском районах. Встречались с представителями министерства энергетики Сахалинской области. По моему опыту, ключевая целевая аудитория, которая является потребительской зоной у ООО «МПГ Сибири», — это муниципальные и коммерческие предприятия. В вашем регионе потенциальными потребителями могут стать предприятия практически в любом населенном пункте Сахалина. В Углегорском районе, к примеру, это угледобывающее производство в Углегорске и Шахтерске (речь идет о «Восточной горнорудной компании. — Прим. ред.). В Поронайском районе будет строиться морской порт — соответственно, его инфраструктуру тоже можно ориентировать сразу на КПГ. Что касается расположения заправочной точки на севере Сахалина, мы исключили Оху и видим Ноглики как более перспективный для этого населенный пункт, который сможет обеспечить газомоторным топливом и Александровск-Сахалинский, и Охинский районы», — уточнил представитель Кемеровской области.

Миллер отметил: главная задача властей в развитии сети газомоторных заправочных комплексов — обеспечить устойчивое потребление природного газа на транспорте промышленных предприятий. Как только этот процесс будет налажен и масштабирован на весь регион, рост потребителей на личном транспорте с КПГ не заставит себя ждать.

«Как только на транспортном плече с юга Сахалина на север будут появляться якорные потребители, люди будут активно переоборудовать и личный транспорт. Потому что у них будет гарантия по наличию и доставке КПГ для заправки без перебоев, а также прозрачная система ценообразования», — резюмировал Алексей Миллер.

И.о. зампреда правительства Сахалинской области Олег Попов, заслушав выступление гостя, отметил, что сложно соглашаться с его тезисами без сколько-нибудь развернутых расчетов рентабельности. Помимо обеспечения регулярных поставок КПГ, необходимо содержать инфраструктуру, которая необходима для бесперебойного снабжения потребителей. Это в равной степени касается как предприятий, так и физических лиц.

«Отсутствие инфраструктуры тормозит развитие массового перевода на газовое топливо для всех потребителей. Остается актуальной и такая задача как газификация потребителей, удаленных от юга Сахалина. Чтобы ее обеспечить, мы должны не только сделать нормальную дорогу для качественной транспортировки. Мы должны еще и нивелировать такое понятие как сезонность, потому что в разное время года якорные потребители могут быть разными», — сказал Олег Попов.

Вице-мэр Поронайского городского округа Андрей Шенцов в свою очередь выдвинул предложение о расширении сети работы ПАГЗов — передвижных автомобильных газовых заправщиков. В частности, отметил муниципальный чиновник, такой комплекс востребован в Поронайском районе именно из-за статуса точки роста: помимо морского порта там будет цементный завод, который может дополнительно обеспечить потребность в КПГ. И, чтобы не затягивать с обеспечением инфраструктуры для стационарной станции заправки, логичнее было бы использовать ПАГЗ как временное, но стабильное решение.

Представитель Хабаровского края, директор ООО «Ресурсавтогаз» Вячеслав Чернышов поделился практикой использования ПАГЗов как основной снабжающей силы. По его мнению, в целом в обеспечении устойчивого спроса компримированного природного газа главное — наличие в достаточном количестве крупнотоннажной техники, которую нужно заправлять. Сейчас на предприятиях Дальнего Востока и в целом России с этим есть определенные сложности, связанные с санкционными ограничениями.

«С техникой, которая сразу же, с завода, будет ездить на газу, нехватка. 90 % производителей просто отказываются с этим возиться из-за неясной картины спроса и наращивают выпуск дизельных автомобилей, потому что там рынок сбыта стабилен. Китайская техника на газомоторном топливе в основном поступает в Казахстан и Узбекистан, мы ее пытаемся вывозить в Россию, но документально это сложно оформлять. Но, когда на Дальнем Востоке появится тяжелая автомобильная техника на газу, это обеспечит загрузку передвижных заправщиков в любом состоянии. Буквально, 10-18 самосвалов на предприятии или 20-30 автобусов большой или средней вместимости — этого достаточно, чтобы обеспечить рентабельность», — поделился гость из Хабаровского края.

Также Чернышов рассказал о том, что максимальную рентабельность при использовании ПАГЗа можно обеспечить при постановке его на промышленное предприятие. Применительно к Сахалину, достаточно 10 крупных производств на территории острова, чтобы построить сеть поставки КПГ с юга на север. Помимо этого, газ можно поставлять на объекты электроснабжения в районах, куда нецелесообразно вести полноценную ЛЭП, и на котельные промышленных объектов разного масштаба: соответствующие инженерные решения у ООО «Ресурсавтогаз» есть, такие услуги предоставляются «под ключ», и заказчику они обходятся недорого. Экономия средств обеспечена особенностью технологии снабжения.

«Наша работа — это использование ПАГЗа как транспортного средства с ПТС. Соответственно, нам для поставок газа не нужны строительство, размещение стационарных емкостей и статус опасного объекта, что требует согласований с Ростехнадзором. Если говорить об оборудовании после подключения, используем газопроводы низкого давления — их даже не нужно регистрировать. Если речь идет о снабжении, к примеру, асфальтобетонного завода в Елабуге (село в Хабаровском крае. — Прим. ред.), там уже газопровод среднего давления, но его регистрирует само предприятие-потребитель. Что касается ценообразования на сам газ, оно более чем лояльное. Применительно к Сахалину это будет около 23 рублей за кубометр при отпуске и 28-29 рублей для конечного потребителя, уже с учетом логистики», — озвучил детали директор ООО «Ресурсавтогаз».

Вопрос нехватки газомоторной тяжелой техники, тем не менее, можно решить в пределах Дальнего Востока — при этом можно не переоборудовать существующие дизельные крупнотоннажники на КПГ, а сразу приобретать такой транспорт. Об этом заявил представитель ООО «Инвест Бизнес Авторесурс» Юрий Нюгай. Его предприятие находится в Якутии и является эксклюзивным представителем китайского бренда Dayun («Даюн»), который предлагает тяжелые автомобили на компримированном и сжиженном природном газе. В линейку, которую якутяне готовы поставлять на предприятия ДФО, уже сейчас входят двух- и трехосевые тягачи, автобетоносмесители и самосвалы, мусоровозы, автоцистерны и вакуумная техника, в том числе илососы. С 2019 года ООО «Инвест Бизнес Авторесурс» поставляет китайские грузовики на СПГ в регионы России. Примечательно, что в самой Республике Саха эта техника спросом не пользуется.

«У нас в этом плане, конечно, казус. Компримированный природный газ у нас стоит 21 рубль за кубометр, дизельное топливо — от 70 рублей за литр и выше. Тем не менее, промышленные предприятия, даже понимая выгоду, отказываются от нашей техники. А все дело в дорогах: за пределами Якутска, буквально, нет развитой сети трасс, а газовая техника все-таки требует асфальта. Ну и инфраструктуры для заправки, конечно, не хватает», — посетовал Юрий Нюгай.

Фактически, отметил и.о. министра энергетики Сахалинской области Виктор Гармидер, озвученные приглашенными участниками форума проблемы являются общими для всех регионов Дальнего Востока, где власти вкладывают ресурсы во внедрение «зеленых» видов топлива. Недостаток инфраструктуры непосредственно связан с нехваткой качественных автомобильных дорог, а в комплексе это снижает уровень спроса на газовое топливо как на уровне промышленных предприятий, так и у физических лиц.

В то же время, помимо КПГ и СПГ, на островах поддерживают переход автолюбителей на электротранспорт. Здесь инфраструктуре Сахалинской области в чем-то можно позавидовать: по количеству зарядных станций для электрокаров в пересчете на одного потребителя регион занимает одну из лидирующих позиций в России. В то же время и здесь работы предостаточно: большая часть уже действующих модулей сконцентрирована на юге Сахалина, в то время как в остальных муниципалитетах таковые — либо разовая история, либо часть запланированных к монтажу объемов. А тем временем партнеры с материка уже готовы предоставить Сахалинской области готовое решение для следующего шага по развитию потребления электроэнергии как вида топлива.

Инновацию на форуме презентовала генеральный директор ООО «Иви Тайм», председатель Ассоциации развития электромобильного, беспилотного и подключенного транспорта и инфраструктуры Ия Гордеева. Эксперт из Санкт-Петербурга рассказала о преимуществе модульных зарядных станций нового поколения — с накопителями энергии. Такое оборудование способно выдавать нужную мощность для зарядки подключенного автомобиля без учета ограничений электросети, к которой оно подключено — энергия аккумулируется в накопителе, который защищает технику от скачков напряжения и отключений, и может быть подключен даже к частному дому. Кроме того, модуль зарядки можно доукомплектовать солнечными панелями, которые, являясь по сути альтернативными источниками электричества, позволяют не только экономить расходы на затраченную электроэнергию, но и обеспечивают дополнительное снижение углеродных выбросов в атмосферу. А с учетом реализации на Сахалине климатической программы, частью которой как раз является перевод транспорта на более экологичные виды топлива, такие технологии становятся еще более актуальными.

По итогам форума участники отметили, что тенденция развития сети снабжения транспорта газомоторным и электрическим топливом отнюдь не бесперспективна, но требует проработки массы нюансов. И большая часть задач, которую потребуется решать властям в партнерстве с представителями профильного бизнеса, по оценке EastRussia отнюдь не относится к «узкой» тематике. Скажем, банальное строительство качественных дорог — больной вопрос для всех жителей Сахалинской области. Даже федеральная трасса Южно-Сахалинск — Оха, которая является самой длинной в регионе, до сих пор не заасфальтирована полностью, не говоря уже о межмуниципальных дорогах, где и качественная грунтовая насыпь встречается гораздо реже, чем хотелось бы. Не только газомоторному, но и электрическому транспорту такие трассы под колесами только во вред.

Говорить о массовом переводе промышленности островов на СПГ и КПГ тоже преждевременно. Новых предприятий, которые в рамках дискуссии именовали «якорными», на Сахалине появляется довольно мало, несмотря на очевидную нужность и большая их часть до сих пор существует в формате инвестиционных проектов, а до реального запуска могут пройти годы. Поэтому рынок потребления экологичного топлива в Сахалинской области, судя по всему, еще долго будет развиваться небольшими шагами.

На грани рентабельности

Децентрализованное энергоснабжение присутствует в 17 регионах ДФО и Арктической зоны. Оно, в частности, питает 527 населенных пунктов с населением более 300 тыс. человек. При этом средний износ электростанций и котельных суммарной электрической мощностью порядка 800 МВт и тепловой свыше 2 тыс. Гкал/час превышает 60%, сообщил заместитель гендиректора Российского энергетического агентства Минэнерго РФ Сергей Романов.

«Модернизация более 80% тех объектов, которые находятся в этих населенных пунктах, является инвестиционно непривлекательной, во всяком случае без государственной поддержки. И на сегодняшний день нет каких-либо отработанных механизмов господдержки, как и привлечения частных инвестиций в этот сектор», – утверждает эксперт.

Ситуацию усугубляет высокая стоимость производства энергии, в первую очередь из-за малых объемов потребления, а также необходимость субсидировать ее поставки для населения. При этом требуемый размер дотаций постоянно растет.

Не лучше обстоит дело и с точки зрения энергоснабжения промышленных производств. По скромным подсчетам, в этой группе потребителей насчитывается свыше 50 предприятий горнодобывающей промышленности. Совокупная мощность дизельной генерации в данном сегменте рынка превышает 500 МВт.

Здесь основная проблематика связана с высоким экономически обоснованным тарифом на электроэнергию, что ставит производство на грани рентабельности. Капитальные затраты при создании локальных энергоцентров зачастую сопоставимы с вложениями в основной бизнес-проект. К тому же в последний год заявила о себе проблема доступа к современному оборудованию из-за внешних санкций: его поставки в рамках параллельного импорта заметно выросли в цене. Все это приводит к тому, что недропользователи начинают рассматривать генерацию электричества и тепла как непрофильный актив, обременяющий основной вид деятельности.

Ситуация может затруднить реализацию будущих проектов по освоению минерально-сырьевой базы. Как считает зампред совета по вопросам развития Дальнего Востока, Арктики и Антарктиды при Совфеде Анатолий Широков, разработка многих месторождений становится оправданной при наличии доступной электроэнергии. При этом особенности структуры энергетики северных территорий не всегда позволяют обеспечить это за счет развития крупных электростанций и электрических сетей, уточнил сенатор.

Между тем в Минэнерго РФ не склонны сгущать краски. Как заверил директор департамента развития электроэнергетики министерства Андрей Максимов, за последние годы утверждено несколько нормативных актов по стимулированию инвестиций в развитие локальной энергетики, и эти механизмы работают. В первую очередь это относится к заключению энергосервисных договоров, подразумевающих внедрение новых технологий и оборудования, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии. За счет этого территория экономит на топливе по сравнению с традиционной схемой северного завоза, а инвестор окупает вложения. В рамках подобных соглашений в 2020-2023 годах модернизировано объектов суммарной мощностью более 107 МВт, уточнил представитель Минэнерго.

Кроме того, реализуются проекты на основе концессионных соглашений и в рамках госзаказа от регионов, который размещается на конкурсной основе. Министерством так же подготовлены изменения в законодательство, позволяющие заключать в отдаленных регионах долгосрочные договоры поставки электроэнергии по принципу «бери или плати» (take or pay). Такая схема будет обкатана при освоении Баимской рудной зоны на Чукотке, где построят мини-АЭС.

«С одной стороны «Росатом» и консорциум потребителей с другой договорились о цене на долгосрочный период. Но, безусловно, такая стоимость возможна, только если будут зафиксированы обязательства по потреблению, и потребитель, что называется, не выйдет из контракта», - пояснил Андрей Максимов.

В поисках срока окупаемости

Несмотря на новации на законодательном уровне, проблему привлечения частных инвестиций в энергетическую инфраструктуру на труднодоступных территориях они полностью не снимают. Хотя на эти цели при условии государственных мер поддержки возможно привлечь свыше 300 млрд руб., сообщил Анатолий Широков.

Активное участие независимых компаний в развитии локальной энергетики пока не столь заметно, многие проекты в удаленных районах реализуются под эгидой ПАО «РусГидро». В частности, программой развития в ДФО предусмотрена модернизация 270 объектов неэффективной дизельной генерации общей мощностью 477 МВт. При этом на первом этапе будет обновлено 80 объектов в Якутии и на Камчатке суммарной мощностью почти 170 МВт.

Необходим более адресный подход к стимулированию частных игроков, включая небольшие компании. «Программа развития поддержки локальной энергетики в удаленных изолированных районах кроме как в виде субсидий на техприсоединение сегодня не предусмотрена. Да и получить ее могут только крупные инвестиционные проекты, где технологическое присоединение к энергосистеме технически осуществимо и экономически целесообразно», - свидетельствует сенатор Андрей Шохин.

Период окупаемости проектов у «РусГидро» составляет 15 лет. Если для крупного энергохолдинга это более-менее приемлемый срок, то для независимого бизнеса -достаточно большой, под который сложно привлечь кредитные ресурсы.

Как рассказал Андрей Максимов, в качестве одного из решений для потенциального инвестора возможна дополнительная поддержка по линии Фонда развития ЖКХ (как правило, дизельная станция в северном поселке является не только поставщиком электричества, но и тепла). Тем самым период окупаемости может быть снижен до 8-10 лет.

Отличие инвестпроектов локальной энергетики заключается в необходимости нахождения баланса экономических интересов между потребителем и производителем электроэнергии, а также оптимальной юридической конструкции, которая обеспечивает гарантии для обеих сторон, отмечает управляющий директор Корпорации развития Дальнего Востока Андрей Шарафутдинов.

Важно создавать оптимальные тарифные условия для инвестиционной привлекательности объектов генерации в труднодоступных районах, расширения возможностей данного бизнеса, говорит замначальника управления регулирования электроэнергетики ФАС Сергей Дудкин. Сейчас на выходе находится правительственное постановление о регуляторных отношениях в электроэнергетике, в котором одно из изменений позволит производителю электроэнергии по своему заявлению снижать размер экономии топлива, учитываемой в тарифах. Эту разницу он сможет направить, к примеру, на развитие электросетевого комплекса.

Данная потребность возникает при создании горнорудного кластера в Усть-Янском и Верхоянском районах Якутии. Энергоснабжение будет обеспечивать атомная станция малой мощности в поселке Усть-Куйга. Предусмотрена поставка энергии в соседние поселки, для чего придется строить электросетевое хозяйство.

Еще один законопроект внесен Минэнерго в Госдуму. «Он предполагает распространение уже существующего опыта заключения двусторонних долгосрочных договоров в технологически изолированных крупных энергетических системах на локальные энергосистемы и отмену регулирования тарифов в виде предельных уровней. Это нужно для того, чтобы стороны по договору могли на долгосрочной основе зафиксировать ценовые параметры и под эти контракты привлекать финансирование в кредитных учреждениях, таким образом обеспечивая возможность реализации данных проектов», - рассказал Сергей Дудкин, добавив, что данный подход вполне применим и для небольших проектов.

Энергия малых

Вопрос рентабельности проектов, связанных с локальными энергосистемами, обращает внимание потенциальных инвесторов к новым технологиям. Сейчас получает распространение идея создания атомных и гидроэлектростанций малой мощности.

Дело в том, что стоимость завоза энергоносителей (даже с применением энергии ветра и солнца гибридные установки потребляют дизтопливо) может нивелировать преимущества в капитальных затратах и существенно ухудшить экономику комплексного инвестпроекта. В этой связи, говорит гендиректор ООО «Генерация» Александр Курчатов, малые ГЭС при обеспечении заданного напора воды имеют наименьшую себестоимость производства электроэнергии и стабильные выходные параметры.

Несмотря на низкие температуры в Арктике, в качестве альтернативы дизельному топливу можно использовать гидропотенциал рек и рассматривать комбинированные варианты круглогодичных локальных энергоцентров, рассуждает генеральный директор ООО «Глобал Гидро Рус» Николай Сафронов.

«Когда говорят, что у нас реки замерзают, вечная мерзлота и вообще такой страх, я привожу в пример Канаду. Там самая низкая температура - минус 68 градусов, средняя температура января – минус 34. Тем не менее она располагает 15 МВт на малых гидроэлектростанциях. Возьмите Исландию, которая поднялась на мини-ГЭС, Гренландию или Норвегию», - подчеркнул Николай Сафронов.

В принципе у каждого северного поселка, а они на изолированных территориях, как правило, находятся на реках, можно построить мини-ГЭС на 1-2 МВт, считает он. В итоге от 80 до 100 дней реально получать электроснабжение только от этого источника, существенно сэкономив на дизтопливе.

Если говорить о промышленном применении данной технологии, то на Чукотке готовится своего рода пилотный проект. Для энергоснабжения производства по добыче россыпного золота в Иультинском районе будет возведена гидроэлектростанция мощностью 1 МВт с перспективой расширения до 15 МВт.

«Мы взяли самый пессимистичный вариант, завышенное по цене оборудование в три-четыре раза, сделали расчеты, получив окупаемость вложений в 6 лет с привлечением денег под 13% годовых», - сообщил гендиректор «Глобал Гидро Рус», правда, он уточнил, что участники проекта рассчитывают на прочие льготы (золотодобытчик является резидентом Арктической зоны).

К созданию мини-ГЭС присматривается «Росатом», но, конечно, госкорпорация предлагает решения по своему основному профилю. Это использование атомной станции малой мощности (АСММ) на базе реакторной установки «Ритм-200Н» мощностью 110 МВт, которая будет применена в рамках вышеупомянутого проекта в Усть-Куйге. Сегодня там начинается строительство.

Расчеты показывают, что новый источник энергоснабжения достаточно конкурентоспособный, проинформировал вице-президент по проектам малой мощности, контрактации и комплектным поставкам оборудования АО «Русатом Оверсиз» Олег Сиразетдинов.

«В Усть-Куйге, которая в советское время являлась транспортным узлом, в том числе по углеводородному топливу, тариф вдвое ниже, чем экономически обоснованный, утвержденный государством. А в поселке Депутатский, где будет возрождаться Депутатское месторождение олова, тариф ниже более чем в три раза, даже с учетом сооружения сетей для снабжения добывающей компании», – сказал менеджер.

Еще один проект – АСММ на базе реакторной установки «Шельф-М». Тепловая мощность реактора составляет 35 МВт, что позволит обеспечить генерацию до 10 МВт электрической энергии. Такую станцию планируется возвести для освоения золоторудного месторождения Совиное на Чукотке. Также к внедрению новой технологии рассматривается порядка десяти площадок в Якутии и пять в Красноярском крае.

«Мы к инвестору с деньгами не идем, но требуем take or pay для потребления энергии в нужном размере по обговоренному тарифу на перспективу. Очень важно, что тариф здесь практически не зависит от рыночных биржевых товаров, может быть, за исключением урана. Но доля урана в тарифе – до 4%. Главное, тариф прогнозируем, что важно для инвесторов», – заверил вице-президент «Русатом Оверсиз».