Актуальная ситуация в сфере дальневосточной генерации электроэнергии и перспективы развития отрасли.
Дальний Восток нуждается в новых мощностях генерации, в силу роста энергопотребления, в том числе из-за реализации крупных проектов. Тем не менее запуск энергетического рынка в макрорегионе откладывается, что ограничивает возможности отбора новых мощностей на конкурсной основе. Также планируется расширять использование возобновляемых источников энергии, атомной энергетики.
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., 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.). 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. 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). 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 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» 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 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» 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. 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.