На фоне растущего энергодефицита и высокой изношенности инфраструктуры на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири планируется строительство новых энергомощностей. При этом готовится переход регионов ДФО в ценовую зону оптового энергорынка. В ряде субъектов отмечается сокращение выработки электроэнергии, также рекордно снизился энергоэкспорт в Китай, отмечают аналитики EastRussia.

По индексу производства электроэнергии на Дальнем Востоке и в Байкальском регионе в январе-июле лидером оказалась ЕАО, продемонстрировавшая рост более, чем в два раза относительно аналогичного периода 2023-го. Далее следуют Чукотка (+13,8%), Хабаровский край (+12,7%) и Бурятия (+11,2%). Но в четырех регионах зафиксирована отрицательная динамика – в Забайкалье (снижение индекса до 89,2%), Якутии (92,3%), Приморье (94,4%) и Амурской области (95,8%).

Переход к рыночному ценообразованию в электроэнергетике в ДФО перенесен на 1 января 2025 года. Проект постановления правительства о распространении энергорынка на территориях неценовых зон опубликован Минэнерго в июле.

Напомним, переход к ценовой зоне энергорынка в макрорегионе не затрагивает население – для граждан тарифы будут по-прежнему регулироваться государством. Минэнерго установило правила торговли электроэнергией и мощностью на оптовом рынке Дальнего Востока, предусмотрена оптимизация затрат на производство электроэнергии и повышение эффективности работы генерирующего оборудования. В правительстве ожидают, что энергорынок позволит строить новые генерирующие мощности для закрытия растущего спроса и предотвращения роста энергодефицита. 

Запуск энергорынка в ДФО неоднократно откладывался. Изначально переход намечали на ноябрь 2023-го, затем на январь 2024-го, позже отложили на 1 июля.

Потребление и генерация

По итогам прошлого года наибольшая доля потребления электроэнергии в ДФО приходилась на промышленность (37%) и транспорт (19%), а население потребляло 18%. Пропорция менялась в ряде регионов: в Забайкалье и Амурской области больше потреблял транспорт, в Приморье – население. К 2027 году ожидается прирост потребления в ДФО на уровне 34-39%. К 2029-му суммарный энергодефицит в южной части ДФО оценивается в 2-3 ГВт. 

Тем временем в дальневосточных регионах планируется увеличивать мощность станций, а также вновь обсуждаются ранее отложенные проекты по созданию новых объектов генерации. (...) 

Следует отметить, что «РусГидро» привлечет до 2027-го финансирование ВЭБа в размере 650 млрд рублей на работы по строительству и модернизации ряда электростанций, в том числе строительство Хабаровской ТЭЦ-4, Артемовской ТЭЦ-2, модернизацию ВТЭЦ-2 в Приморье, строительство второй очереди Якутской ГРЭС-2, строительство новых энергоблоков на Нерюнгринской ГРЭС в Якутии и Партизанской ГРЭС в Приморье.

В холдинге также заявляют о планах строительства двух ГЭС в Амурской области (на притоках Амура) – Селемджинской и Нижне-Зейской...

В конце сентября стало известно, что «РусГидро» привлечет синдицированный кредит с совокупным лимитом 79 млрд рублей (на 12 лет) для финансирования проекта расширения Партизанской ГРЭС в Приморье. Проект включает строительство к 2026 году двух энергоблоков общей мощностью 280 МВт. 

Между тем «РусГидро» на фоне планируемого включения ДФО в ценовую зону оптового энергорынка планирует с января 2025-го приступить к выделению из бизнеса электросетевых активов – «Дальневосточной распределительной сетевой компании» (ДРСК) и «Якутскэнерго». В частности, объединяющее большую часть энергетики Якутии «Якутскэнерго» предполагается разделить на сетевую и генерирующую компании. В последней «РусГидро» намерено сохранить контроль.

Мощность электростанций и ГЭС «Якутскэнерго» составляет 1,14 ГВт, протяженность высоковольтных ЛЭП – 24,6 тыс. км. Выручка за полугодие – 16,24 млрд руб., убыток – 1,13 млрд. Электросети компании отличаются высоким износом и значительной долговой нагрузкой, уменьшающей интерес инвесторов. Стоимость «Якутскэнерго» может составить 12 млрд руб. Стоимость ДРСК оценивается в 40-45 млрд. Эксперты отмечают, что для компенсации затрат потенциальному инвестору нужно ежегодно получать дополнительный денежный поток в 1,8 млрд руб., для чего потребуется изменение тарифного регулирования.

Борьба с дефицитом

В Приморье на фоне растущего энергодефицита на юге региона реализуются проекты по обеспечению выдачи дополнительной мощности. В июле «Россети» заключили контракт со строительно-инжиниринговым ООО «Энергосеть» (входит в «Интер РАО») на строительство линии электропередачи «Приморская ГРЭС – «Варяг». Проект предполагается завершить до конца 2026-го. Стоимость контракта – 53,728 млрд руб. Новая ЛЭП будет проходить от поселка Лучегорск, где расположена ПГРЭС, до Шкотовского района, где построят подстанцию «Варяг».

...В целях закрытия энергодефицита на юго-востоке Сибири в августе диспетчер энергосистемы «Системный оператор» произвел отбор проектов строительства новых угольных ТЭС совокупной мощностью 780 МВт. Объекты должны быть построены к 1 июля 2029-го. (...)

Что касается полной электрификации БАМа и Транссиба, то она, по предварительным расчетам, может обойтись в 660 млрд рублей...

Ранее «Системный оператор» прогнозировал дефицит в энергосистеме Сибири в 2024-29 гг. на уровне 1,23 ГВт в связи с расширением Восточного полигона ОАО «РЖД», развитием горнодобывающих предприятий, а также ростом количества центров по майнингу криптовалюты. По итогам прошедших отборов Байкальский регион получит 1305 МВт новых мощностей.

Инвесторы также создают энергоинфраструктуру для своих новых проектов. В июле «Селигдар» начал разрабатывать проект строительства высоковольтной ЛЭП 35 кВ протяженностью 20 км к производственному комплексу «Подголечный» в Якутии. ПАО «Русолово» в августе в рамках техперевооружения Правоурмийского производственного комплекса в Хабаровском крае приступило к строительству второй ЛЭП 6 кВ протяженностью 3 км... 

Энергия дорог

При этом президент РФ на полях ВЭФ в сентябре назвал желаемой полную электрификацию БАМа и Транссиба. Но паспорт третьего этапа расширения Восточного полигона «РЖД», утвержденный в апреле, не предполагает полной электрификации магистралей. Сейчас ведутся работы по электрификации восточных участков БАМа – «Комсомольск-на-Амуре – Ванино» (ведет к Тихому океану) и «Комсомольск – Волочаевка» (соединяет БАМ с Транссибом). Завершение работ запланировано на конец 2026-го и 2025-го соответственно. Стоимость работ оценена в 220 млрд руб.

Что касается полной электрификации, то она, по предварительным расчетам, может обойтись в 660 млрд рублей (Нуждающееся в электрификации расстояние от Таксимо в Бурятии до Комсомольска-на-Амуре в три раза превышает протяженность уже электрифицируемых участков и составляет 2,3 тыс. км.). Но цифра существенно увеличится, поскольку разные участки магистралей отличаются. 

«Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) отмечает необходимость строительства новых электростанций и развития высоковольтных линий 220 кВ. Также предстоит определить источник финансирования работ по электрификации. Среди клиентов «РЖД» есть опасения, что электрификация будет профинансирована за счет целевой надбавки к тарифу.

В сфере развития возобновляемой энергетики ООО «Группа ЭНЭЛТ» рассчитывает инвестировать свыше 1 млрд рублей в модернизацию дизельных электростанций в поселках Тиличики и Оссора на севере Камчатки. В компании также планируют построить автономные гибридные электроустановки на основе солнечной энергетики совокупной мощностью 3,7 МВт в целях экономии до 30% дизельного топлива. Летом 2022-го «Группа ЭНЭЛТ» запустила в Верхоянске в Якутии гибридный энергокомплекс мощностью 3,7 МВт. Также в компании сообщали о планах инвестировать 1,9 млрд рублей в замену дизельной генерации в республике.

Стоит отметить, что сегодня Камчатский край является лидером в РФ по доле возобновляемых источников энергии в объеме установленной мощности и энергопотребления региона (за 2023 г.) – она составила в прошлом году 20,9%. К 2028 году «РусГидро» планирует расширение Мутновской ГеоЭС-1 с помощью строительства блока 16,5 МВт, на площадке Верхне-Мутновской ГеоЭС ведутся работы по бурению новых скважин...

Атомные планы

В сфере создания объектов атомной генерации «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 г.» (об этом «ХЭ» писал в сентябрьском № 35 в статье «Станции особого внимания» – Прим. «ХЭ») предусмотрено строительство и ввод в эксплуатацию в ДФО в ближайшие 25 пяти новых АЭС, которые могут быть размещены в Приморском и Хабаровском краях, Якутии и ЧАО. 

В том числе на Чукотке запланировано размещение двух станций малой мощности с реакторными установками «РИТМ-200С» (город Певек) и «Шельф-М» (Иультинский район). Реализация проектов должна завершиться в 2027-м и в 2030-м. В 2030 году также должны завершить работы над станцией малой мощности «РИТМ-200М» в Усть-Янском районе Якутии. В Хабаровском крае в селе Эворон (Солнечный район, станция на БАМе) планируется разместить двухблочную станцию с инновационными энергоблоками типа ВВЭР мощностью 600 МВт каждый (к 2036-38 гг.). В Приморье есть проект такой же станции с двумя энергоблоками ВВЭР (2039-42 гг.) в Фокино.

Следует отметить, что в Билибино в Чукотском АО в сентябре запущен дизельный энергоцентр для замены выводимой из эксплуатации Билибинской АЭС. С 2025 года энергоцентр станет основным теплоисточником для жителей Билибино. 

До рекордно низких уровней в летний период упали экспортные поставки российской электроэнергии в Китай, осуществляемые из Амурской области («Интер РАО» по трем линиям – 500 кВ, 110 кВ, 220 кВ). Так, за первое полугодие в КНР поставлено около 465 млн кВтч электроэнергии, что на 76% меньше, чем за аналогичный период 2023 года. Общий ожидаемый объем экспорта за год не превышает 1 млрд кВтч, что может стать самым низким показателем. Напомним, в 2022-м экспортированы рекордные 4,7 млрд кВтч. В 2023 году экспорт составил 3,1 млрд кВтч.

Общая стоимость поставленной в Китай российской электроэнергии в первом полугодии сократилась на 75%, до 21,5 млн долларов. Средняя стоимость поставки 1 кВтч составляет около 0,046 долларов. Среднегодовой объем экспорта электроэнергии в Китай в 2010-20 гг. был на уровне 3 млрд кВтч. Низкие показатели экспорта связана с малой водностью, дефицитом генерации на фоне роста внутреннего спроса, а также высокой аварийностью на ТЭС Дальнего Востока.