Цены падают, а издержки растут

Примечательно, что низкие цены сегодня не свидетельствуют о каком-либо провале мирового спроса. К тому же традиционно серьезную зависимость от угольной продукции испытывают рынки АТР. В первом квартале Индия по отношению к январю-марту 2023 года увеличила импорт из разных стран на 23,8%, КНР – на 17%.

«Здесь, правда, нужно отметить, что производство угля в самом Китае в текущем году все же снижается – по данным Государственного статистического управления КНР в январе-феврале 2024 года добыча угля в Китае сократилась на 4,2%. В отношении угольной промышленности Китай действительно может попробовать двигаться сейчас путем развитых стран, наращивая при необходимости импорт, однако переходя на более чистые источники энергии на внутреннем контуре», – поясняет аналитик «Финама» Николай Дудченко.

Тем не менее, у российских экспортеров 2024 год начался с падения объемов поставок. Если во второй половине прошлого года в Китай экспортировалось в среднем 8,5 млн тонны угля в месяц, то в январе этого – 7,5 млн тонны, в феврале – 7 млн тонн, в марте – 7,8 млн тонны. В целом угольные отправки за границу в первом квартале снизились на 13% – до 45,2 млн тонны. При этом в марте, по оценке Центра ценовых индексов (ЦЦИ) Газпромбанка, снижение составило 17%.

По данным ЦЦИ, отгрузки коксующегося угля остаются относительно стабильными, и падение в основном обусловлено сокращением энергетического концентрата. В настоящий момент определенный позитив связан с металлургическими марками угля, подтверждает коммерческий директор по навалочным грузам ОТЭКО Александр Гаганов, глобальный минимум здесь, похоже, пройден. Хотя сокращают импорт российского сырья Япония, Тайвань и Южная Корея, статус-кво в торговых отношениях сохраняют Китай, Индия и Турция. На горизонте 2024-2025 годов в компании видят рост экспортных отправок коксующегося угля примерно на 6%. Однако с продажами энергетических марок ситуация сложнее, а именно они занимают весомую долю в мировой торговле твердым топливом: из 1,4 млрд тонн суммарного экспорта более 1 млрд тонн приходится на уголь для энергетики.

Тематическое фото. Источник: piqsels.com

В условиях низких мировых цен для угольных компаний России растут разного рода издержки, например, увеличились расходы, связанные с приобретением спецтехники зарубежного производства. Кроме того, за последние полтора года возросло налоговое бремя, в частности, стал действовать повышенный НДПИ на коксующиеся марки угля.

«Мы совместно с Минэнерго, Минфином работаем, и, к сожалению, успешных результатов нет, но надеемся, что как-то удастся снизить дальнейшее давление на нашу отрасль», – не исключает вице-президент по работе с государственными органами ООО «Коулстар» Асико Джавахян.

«Цены на уголь упали до уровня 2021 года, в то время как себестоимость продукции выросла, в первую очередь, в силу санкционных ограничений, связанных с поставками оборудования, в силу того, что угольные компании опережающими темпами повышали зарплату своим работникам, она поднялась на 56%. В то же время железнодорожные тарифы увеличились на 111% с 2021 года. Все это создает достаточно серьезные кассовые разрывы у предприятий», – подытожил ответственный секретарь комиссии по горнопромышленному комплексу Российского союза промышленников и предпринимателей Максим Довгялло.

Без оказания мер поддержки по итогам 2024 года убытки угольщиков РФ могут достигнуть 450 млрд рублей, что вдвое больше, чем угольные компании заработали в 2020 и 2021 годах, отмечают аналитики «Газпромбанк Инвестиции».

Как доехать к морю

Фактически угольщикам нужно продержаться год, поскольку в следующем ожидается благоприятная конъюнктура.

«Мы спады видели достаточно часто, за последние 25 лет это уже четвертый цикл. Естественно, мы понимаем, что 2024 год проходим по минимальным ценам, и с 2025 года будем наблюдать разворот на рост спроса по углю», – заявил на форуме «Горнодобывающая промышленность: инвестиционные проекты и меры поддержки», состоявшемся 12 апреля, заместитель министра энергетики России Сергей Мочальников.

По его словам, рынки КНР и Индии – залог уверенности в перспективах экспорта.

«Новая генерация в Китае – свыше 100 ГВт, а средний срок службы – 50 лет. Отсчитайте от 2023 года 50 лет – мы уверены в будущем спросе на каменный уголь», – обнадежил замглавы Минэнерго.

Вместе с тем угольной отрасли важна помощь здесь и сейчас. В качестве потенциальных мер поддержки в отраслевом сообществе называют отмену курсовой экспортной пошлины на уголь или ввод цены отсечения, ниже которой вывозная пошлина перестает действовать, пересмотр механизмов налогообложения.

Большой блок вопросов связан с логистикой. Изменения последних лет в железнодорожных тарифах оказали дополнительное давление на угольный бизнес, свидетельствует Асико Джавахян.

«Напомню, понижающие коэффициенты были отменены, и это приводит к тому, что не все направления [экспорта] в настоящее время рентабельны», – заявил представитель «Коулстар».

По словам Сергея Мочальникова, понижающий коэффициент на перевозку угля был отменен в 2022 году в связи с высокой доходностью отрасли. Сейчас ситуация изменилась, доходности нет. Поэтому вопрос возвращения такого коэффициента необходимо обсуждать со всеми заинтересованными сторонами, уточнил чиновник.

Тематическое фото. Источник: piqsels.com

Еще одна важная проблема, о которой говорят угольщики – увеличение квот на вывоз продукции в сторону портов и погранпереходов Дальнего Востока. К примеру, в Хакасии из-за проблем с приемом угля к перевозке практически все разрезы работали вполовину от своих возможностей, подчеркнул председатель Верховного совета республики Сергей Сокол.

«С учетом сезонного спада и периода летних путевых ремонтных работ на РЖД перспективы до конца 2024 года не дают поводов для оптимизма», – посетовал он.

Отмена понижающих коэффициентов на железнодорожную перевозку, ввод экспортных пошлин и закрытие из-за санкций западного направления делают местных угледобытчиков неконкурентоспособными, сказал председатель парламента.

«На сегодняшний день ситуация такова, что на каждой тонне отправки на запад убытки составляют от 400 до 1 500 рублей на тонну. С учетом падения цен и ограничения западного направления единственной альтернативой остаются Индия и Китай. Но из-за транспортно-логистических сложностей (хакасский уголь завозится в Юго-Восточную Азию, в том числе, по Северному морскому пути) в конечной стоимости угля 2/3 составляют транспортные расходы», – комментирует Сергей Сокол.

Вывоз на экспорт затруднен и в Якутии. По словам первого зампреда республиканского правительства Джулустана Борисова, остро встал вопрос, связанный с согласованием и приемкой к транспортировке угля у ООО «УК «Колмар». Эта компания отправляет уголь в адрес собственного порта АО «ВаниноТрансУголь».

«Данная ситуация привела к накоплению сверхнормативного запаса угля на складах в объеме порядка 1 млн тонн, к приостановке двух обогатительных фабрик с 12 марта и к работе одной обогатительной фабрики на 50% нагрузки», – рассказал Джулустан Борисов.

Потребность в отгрузке на апрель у «Колмара» составляет 573 тыс. тонн, но РЖД предварительно согласовали только 75% от этого объема, уточнил он.

Третий не лишний

Как сообщил Сергей Мочальников, в 2024 году объем угольных перевозок по Восточному полигону увеличится с прошлогодних 108 млн тонн до 111 млн тонн. Модернизация железнодорожной инфраструктуры дает прирост провозной способности. Вместе с тем, отмечает руководитель департамента СУЭК по стратегиям и связям с государственными органами Александр Долгих, неплохо было бы научиться распределять дополнительный размер мощностей РЖД между экспортерами.

«В 2024 году угля будет выезжать 111 млн тонн, а сколько будет в 2025 или 2026-м, просто не знаем. Мы предлагали методику, формализовали, чтобы все примерно понимали, как этот прирост делить между собой. Чтобы это не было в режиме поручения президента, поручения председателя правительства, зампреда правительства – такая картина не совсем системна», – подчеркнул Александр Долгих.

В апреле был утвержден проект инвестиционного паспорта III этапа модернизации Восточного полигона. Сейчас он находится на утверждении в правительстве РФ.

Согласно плану, необходимо построить более двух тыс. км вторых путей и свыше 1,5 тыс. искусственных сооружений (мостов, тоннелей, водопропускных труб и т.д.) Будут возведены четыре крупнейших инженерных объекта: дублеры Северомуйского, Кузнецовского, Кодарского тоннелей и моста через Амур у Комсомольска. Все это позволит к 2030 году нарастить провозные способности Восточного полигона до 210 млн тонн, а по итогам 2032-го – до 270 млн тонн.

Реализация мер инфраструктурного развития, безусловно, расширит возможности вывоза экспортных грузов, включая угольную продукцию. В частности, как ожидается, Кузбасс с нынешних 54,3 млн тонн в 2033 году сможет нарастить отправки угля по Восточному полигону, как минимум, до 75,5 млн тонн, Бурятия – с 8,5 млн до 16,2 млн тонн, Амурская область и Якутия (причем Эльга к тому времени, вероятно, переключит свой основной поток на новый порт в Охотском море) – с 27,5 млн до 47,5 млн тонн, Хабаровский край – с 5,3 млн до 15,1 млн тонн.

Тематическое фото. Источник: РЖД

Согласно базовому сценарию, угольные перевозки через Дальний Восток в 2033 году могут достигнуть 182 млн тонн. Порядка 108 млн тонн придется на Ванино-Совгаванский узел и 73,6 млн тонн – на терминалы Приморья. Но заявляемая цифра недостаточна – после 2032 года может поехать больше угля, уточнил Александр Долгих, тем более возможности портов станут еще шире.

Отправители угля будут регламентированы и не смогут использовать все возможности Восточного полигона и после III этапа, к тому же растущие потребности в перевозках наблюдаются и у других отраслей экономики, признал Сергей Мочальников. К этому следует быть готовым.

«Нужно создать рабочую группу по мерам технологического характера. Инновация (вагоны с повышенной нагрузкой на ось – прим. ред.), временные интервалы движения поездов, работа со станциями и портами, работа с порожняком и другим подвижным составом, работа с локомотивным парком – здесь много чего. И начиная с того, как правильно формировать отправку груза от отправителя, [какие должны быть] предложения с РЖД по движению, как принять портам все виды грузов, чтобы максимально быстро обработать и вернуть обратно [вагоны] – эта работа должна усилиться», – заключил замглавы Минэнерго.

За счет модернизации Восточного полигона. как минимум главный ход БАМа от Тайшета до Советской Гавани, должен стать полностью двухпутным по аналогии с Транссибирской магистралью. В то же время регионы поднимают вопрос о необходимости строительства третьих путей на участках Транссиба.

«Мы надеемся, что дорогостоящие, но такие важные проекты, как создание третьего главного пути между Хабаровском и Владивостоком и строительство обходов на участке Смоляниново – Находка, будут реализованы как можно скорее», – сказал зампред правительства Приморского края Николай Стецко.

По его словам, в 2023 году порты Приморья переработали 156 млн тонн грузов. Есть инвестпроекты на общую сумму 540 млрд рублей по расширению портовых мощностей, их реализация позволит довести перевалку примерно до 350 млн тонн. Но без вышеуказанных объектов железнодорожной инфраструктуры они не раскроют свой потенциал.

Будущее под водой

Ограниченность запасов углеводородного сырья на суше предопределяет поиск полезных ископаемых на континентальном шельфе. «Весь прирост запасов углеводородов за последние 5 лет обеспечен за счет открытия морских месторождений. Вспомним, это акватория Персидского залива, это африканский шельф (Ангола, Мозамбик, ЮАР), это открытие два года тому назад восточного сектора Средиземного моря. В России абсолютно такая же ситуация, – рассказывает генеральный директор ФГБУ «ВНИИОкеангеология» Борис Шумский. – Наверное, это наше будущее, и этим предстоит заниматься». 

Площадь континентального шельфа РФ превышает 6 млн кв. км. Примерно на 4,5 млн кв. км есть перспективы с точки зрения наличия запасов углеводородов. Однако значительная часть этой площади изучена слабо. «Естественно, наиболее высокая плотность изученности относится к лицензионным участкам», – уточнил Борис Шумский.

Ресурсная база континентального шельфа России оценивается в 19 млрд т нефти и 113 трлн куб. м газа. Но более 2/3 объема – это прогнозируемый ресурс с низкой степенью разведанности, проинформировал руководитель «ВНИИОкеангеология».

Геологическое изучения шельфа архипелага Шпицберген фото ВНИИ Океангеология.jpg

К настоящему времени лучше всего изучен шельф Карского, Баренцева, Печорского морей, слабее – океанических бассейнов восточной Арктики и Дальнего Востока. Хотя серьезные наработки достигнуты по Охотскому морю: еще в 1970-1980-х были открыты такие нефтегазовые месторождения, как Пильтун-Астохское, Одопту-море, Лунское, Чайво, Аркутун-Даги. В настоящее время они служат ресурсной базой проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2».  

Геологической информации о недрах Охотского моря становится больше. В 2017 году на Аяшском лицензионном участке по результатам бурения и испытания поисково-оценочной скважины открыто месторождение нефти «Нептун» (является частью проекта «Сахалин-3»). Через несколько лет стало известно об открытии на том же участке месторождения «Тритон». 

В разведку не идут

Все же основные достижения отрасли базируются на советском опыте, уточнил заместитель гендиректора по научной работе Института проблем нефти и газа (ИПНГ) Василий Богоявленский. Для изучения геологического строения акваторий морей той же арктической зоны Советский Союз направлял громадные средства, в том числе, заказывался специализированный флот, создавалось исследовательское оборудование. Со временем технологии позволили осуществлять разработку на шельфе, а страна, говорит представитель ИПНГ, вышла на лидирующие позиции, обогнав по освоению ресурсов США, Канаду, Норвегию (88% добычи нефти и газа в Арктике приходится на Россию).

До настоящего времени широко используются данные геологоразведки, накопленные при СССР. Но в постсоветский период объем поисковых работ постепенно стал сворачиваться, что может отразиться в недалеком будущем.

 Поиск полиметаллических сульфидных руд. фото: Росгеология

«Берем объем годового бурения – эксплуатационного и поисково-разведочного. Делим одно на другое. В советское время этот коэффициент был 1:5, то есть на пять эксплуатационных скважин бурилась одна поисково-разведочная. Сейчас на 35 эксплуатационных скважин приходится одна поисково-разведочная. В семь раз упали объемы геологоразведочных работ», – обеспокоен Василий Богоявленский.

В настоящее время по более чем половине лицензионных обязательств не проведено поисковое бурение в должном виде, подчеркнул он.

Все зависит от целевого финансирования, которое последнее десятилетие падает, свидетельствует Борис Шумский. Поисково-разведочные работы на континентальном шельфе в основном выполнялись за счет недропользователей, но они сильно сократили расходы: в 2014 году компании на эти цели направляли 114 млрд руб., а в 2023-м – 33 млрд (план на 2024-й еще меньше – 30 млрд руб.) Для сравнения, федеральный бюджет обычно выделяет 2-3 млрд руб. ежегодно.

Как следствие, страдает флот, оказывающий геолого-геофизические услуги на шельфе. В этом году ни одно научно-исследовательское судно не выйдет на поисковые работы, подчеркивает генеральный директор АО «МАГЭ» Алексей Казанин. В то же время ежегодное обслуживание одной единицы флота обходится в 200-300 млн руб.

Научно-исследовательское судно «Профессор Логачев». фото: Росгеология

Введенные санкции не дают возможности заработать на иностранных заказах, что усугубляет финансовое положение. В этой связи крайне важно поддержать отечественных специалистов и сохранить собственный спецфлот, иначе в будущем придется опираться только на возможности Китая, не исключает Алексей Казанин.

«Мы близки к критической точке невозврата, – в свою очередь предупреждает Василий Богоявленский. – Где она, точно не знаю, но практически половина судов [сейчас] в нерабочем состоянии».

Ситуация с поисковыми работами на шельфе отражает общую, далеко не радужную картину с воспроизводством минерально-сырьевой базы.

«У нас проблема по поисковой геологии, региональному заделу. В частности, Якутия считается богатейшим регионом по полезным ископаемым, по всем направлениям: и по твердым и по углеводородам. Но сегодня исследовано 16% территории. 84% не изучено: мы не знаем ни прогнозных ресурсов, не знаем результаты поисковой геологии, не представляем картину. Такая ситуация возникает в целом по РФ», – делает вывод сенатор, экс-глава Якутии Егор Борисов.

Проблема грозит технологической отсталостью. По словам Егора Борисова, больше 30 лет в Якутии не могут найти месторождения алмазов. «Это проблема технологий. Алмазы должны быть, потому что россыпные алмазы находят, а откуда они появились? Они всегда от коренных месторождений приходят, а коренные не можем найти», – привел пример сенатор.

Тяжелая проблема сохраняется с кадрами. В 1991 году в различных геологических службах работало порядка 300 тыс. человек, сейчас – в 11 раз меньше. 

В поисках системного подхода

По мнению бывшего главы Якутии, для увеличения финансирования поисковых работ должен быть воссоздан фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы (такая структура действовала в 1990-х). В качестве аналогии он привел историю с дорожным фондом, который также ликвидировали в начале 2000-х. Усилиями депутатов и Министерства транспорта в 2011 году он был возрожден. Сейчас дорожный фонд эффективно работает как на региональном, так и на федеральном уровне, оценивает Егор Борисов.

В настоящее время налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) дает в госбюджет не менее 10 трлн руб. Как вариант, предлагает сенатор, направлять из этой суммы 1-1,5% в фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы. Таким образом, поступления ежегодно составляли бы 100-150 млрд руб., и этого по крайней мере хватило на восполнение регионального задела геологических исследований, считает он.

автор/источник фото: dotshock/Shutterstock 

«Вся страна должна быть изучена по клеткам для того, чтобы потом пришел геолог и занимался в рамках прогнозных результатов по конкретным полезным ископаемым на конкретных площадках», – пояснил Егор Борисов.

Возрождать фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы нужно, на за счет каких источников, рассуждает Василий Богоявленский. Вероятно, поступления от НДПИ в бюджет уже расписаны, а введение дополнительной налоговой нагрузки вряд ли найдет понимание у компаний, не исключил он.

«С точки зрения государственного решения воссоздание такого фонда, на мой взгляд, практически реализуемо. Более того, оно было бы спасительным для Минприроды, потому что каждый год ходить в Минфин и защищать бюджет – это одно, а когда у тебя есть системный инструмент со своим источником финансирования – это совсем другое дело», – считает советник гендиректора «Росатома», в прошлом замглавы Минвостокразвития Александр Крутиков.

Геологоразведка требует больших финансовых затрат и времени, но этот вызов нужно принять. По словам сенатора Александра Жукова, наличие ресурсов в недрах остается одним из важнейших преимуществ российской экономики. На правительственном уровне будут внесены коррективы в Стратегию развития минерально-сырьевой базы РФ до 2035 года, в том числе предусматривающие ее продление до 2050 года. Акцент предполагается делать на актуализацию положений, касающихся проведения геологоразведочных работ и переработки дефицитных полезных ископаемых, уточнил представитель Совфеда.

Поиск полиметаллических сульфидных руд. фото: Росгеология

Действительно, если говорить об арктической зоне России, там сосредоточены не только нефть и газ, но также 61% запасов редкоземельных металлов, 49% олова, около 50% меди, 20% титана, 22% серы. Однако по твердым полезным ископаемым добыча крайне низкая, извлечение тех же редкоземов в абсолютных показателях мизерное, подчеркнул Александр Крутиков: «РФ продолжает закупать редкоземельные металлы в Китае и других странах. Мы не обеспечиваем своим сырьем экономику, притом что своих запасов у нас более чем достаточно».

По его словам, если взять минерально-сырьевые центры, относящиеся к Арктике, от Мурманской области до Чукотки включительно, то из 11 таких центров только три (Мурманск, Норильск, Воркута), сформировавшиеся еще при СССР, работают с более-менее полной отдачей. «Потому что вся инфраструктура была создана в советское время, и она создавалась опережающим темпами», – отметил спикер.

Конечно, жизнь не стоит на месте. В настоящий момент в процессе создания и запуска такие крупные проекты, как «Арктик СПГ», «Восток Ойл», ГОК «Баимский». Вместе с тем, чтобы была обеспечена их реализация, строилась сопутствующая инфраструктура, предпринимались индивидуальные подходы, которые согласовывались на самом высоком политическом уровне, тогда как нужна системность мер, считает представитель «Росатома».

«Без системных решений, в том числе регуляторного характера, в части развития арктических минерально-сырьевых центров этот разрыв между сегодняшним днем и потенциалом никак не преодолеть», – заключил Александр Крутиков.

Шельф уже не спасает

Сделка о продаже природного газа в Хабаровский край была заключена в 2005 году с оператором шельфового проекта «Сахалин-1» Exxon Neftegas. Срок действия соглашения был рассчитан на 20 лет. После того, как Exxon Neftegas вышел из проекта в 2022 году, контрагентом региона по данному контракту выступила «Роснефть». В свою очередь глава государства дал поручение проработать вопрос об определении поставщика энергоносителя после октября 2025 года, когда завершается срок соглашения по «Сахалину-1».

Наиболее возможным вариантом стала пролонгация контракта. «В августе 2024 года «Роснефть» доложила президенту РФ о возможности поставки газа в объеме 3 млрд куб. м на горизонте 2025-2028 годов. По информации от коллег из «Роснефти» – это предел, в данном случае по их возможностям», – рассказал министр энергетики Хабаровского края Герман Тютюков.

Как сообщил Сергей Иртов, генеральный директор АО «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК является крупнейшим потребителем сахалинского газа: в рамках контракта с «Роснефтью» в 2024 году энергетиками использовано 2,7 млрд куб. м), дополнительное соглашение по «Сахалину-1» заключается на три года. Однако в нем определен сниженный для энергокомпании объем – на уровне 2,16 млрд куб. м.

Тематическое фото. автор/источник: MR.Zanis/Shutterstock

В «Роснефти» заявляют, что решение продлить газовый контракт повлияет на объем извлечения из шельфа нефтяного сырья.

«В рамках проекта «Сахалин-1» мы добываем попутный нефтяной газ, и этот газ с самого начала предполагалось после 2025 года закачивать в пласт. Это необходимо, чтобы поддерживать пластовое давление. Поскольку по мере разработки месторождения давление падало и для того, чтобы добывать нефть, нужно закачивать этот газ», – пояснил директор департамента планирования, управления эффективностью и развития газового бизнеса НК «Роснефть» Олег Иванов.

Из-за того, что газ приходится направлять не в пласт, а в трубу, компания будет нести потери из-за снижения добычи нефти относительно того, что планировалось раньше. Но тем не менее выбора не было, поскольку приоритет – это российские потребители, объясняет Олег Иванов.

Помимо «Роснефти», Хабаровский край ведет консультации по ресурсной базе с «Газпромом». Эта компания добывает газ на Киринском месторождении (входит в проект «Сахалин-3»), который поступает в газотранспортную систему Сахалин – Хабаровск – Владивосток. Впрочем, какого-либо подтверждения по перспективным объемам продаж от компании не получено, уточнил глава краевого министерства энергетики. Неизвестно и кто после 2028 года выступит для региона гарантирующим поставщиком газа. 

Потребление стремится к росту

Между тем Хабаровский край нуждается в увеличении поставок энергоносителя. К сведению, по итогам 2025 года потребление газа в регионе может составить не менее 3,6 млрд куб. м, проинформировал Герман Тютюков.

Во-первых, продолжается процесс газификации объектов ДГК. В этом году на Хабаровской ТЭЦ-2 будет установлено газовое оборудование на резервный котел (в следующем намечен ввод его в эксплуатацию). Завершается газификация пятого по счету котла Николаевской ТЭЦ и планируется закончить реконструкцию и перевод на газ энергоблока №2 Хабаровской ТЭЦ-3 (при этом ресурс, на котором он заработает, еще не определен, скорее всего, выработка энергии будет происходить больше в угольном режиме). На смену Хабаровской ТЭЦ-1 строится ТЭЦ-4, рассчитанная только на использование газового топлива. Станции потребуется 1,2 млрд куб. м газа ежегодно, проинформировал Сергей Иртов.

Есть и другие потребители. В крае, рассказал министр энергетики, заключено порядка 15 тыс. договоров догазификации, из которых пока что реализовано не более 2 тыс. Ежемесячно поступает до 100 и больше заявок от населения на подключение к газу.

Тематическое фото. автор/источник: 63ru78/Shutterstock

«Я считаю, что ситуация уже достаточно кризисная, учитывая, что практически все электростанции Хабаровского края работают на газе либо полностью, либо частично», –подчеркнул руководитель регионального министерства.

Перейти на уголь по станциям, которые ранее переведены на газ, добавил он, не представляется возможным, поскольку где-то ликвидированы золоотвалы, произведена рекультивация территории и т.д.

«Доля газа в топливно-энергетическом балансе Хабаровского края всегда была выше. Ее изменение в меньшую сторону создаст более серьезный коллапс по отношению к другим станциям», – предупреждает гендиректор ДГК.

К тому же развивать угольную генерацию на Дальнем Востоке сегодня затрудняют провозные способности железнодорожной инфраструктуры. «С точки зрения дальнепривозных углей…все наслышаны, и достаточно сложная ситуация с загрузкой Восточного полигона РЖД. Идут серьезные поставки грузов, не только угольной продукции, но и всех остальных», – констатирует Герман Тютюков.

Ситуация ведет к тому, что создаются серьезные препятствия в экономическом развитии края. По мнению министра, усилия, которые прикладывают краевые власти в деле привлечения инвесторов, по сути, нивелируются тем, что нет ясности с дополнительным ресурсом газа.

«Группа «Газпром» из-за запертых (вследствие неясности с дополнительным ресурсом – Прим. ред.) практически всех в регионе ГРС [газораспределительных станций] не выдает даже технические условия на проектирование перспективным потребителям. То есть по законодательству они действуют правильно, но консенсус о выдаче ТУ на сегодняшний день не найден», – посетовал он.    

Где изыскать резервы?

О том, что возникнет проблема с Хабаровским краем по продажам газа от «Сахалина-1», было известно давно, говорит Олег Иванов. По его словам, «Газпрому» были выделены необходимые ресурсы, чтобы ее решать. «Тем не менее мы пришли к 2025 году с ситуацией, когда газа не было. Мы приняли для себя сложное решение вместо закачки газа в пласт продолжить эту поставку», – сказал менеджер «Роснефти».

Как заверил начальник управления ПАО «Газпром» Андрей Чебаненко, компания планирует в IV квартале 2025 года обеспечить поставку газа в объемах, недостающих для газоснабжения коммунального хозяйства и населения, в том числе некоторых крупных предприятий. «Также у нас есть согласованные объемы в 2026 и 2027 годах для газоснабжения тех же самых категорий потребителей (население и комбыт у нас в приоритете) в объемах, которые остаются неудовлетворенными при объеме поставок «Роснефти» в указанные 3 млрд куб. м», – сообщил представитель госкомпании.

Тематическое фото. автор/источник: 63ru78/Shutterstock

В целом, добавил Андрей Чебаненко, потребность края в энергоносителе сформирована на период по 2035 год, в том числе с учетом доли поставок газа «Роснефтью». Конкретных объемов он не привел, уточнив, что вопрос заключения долгосрочных договоров в проработке.

С вводом в строй Хабаровской ТЭЦ-4 ежегодные потребности края по всем потребителям суммарно возрастут до 4,7 млрд куб. м, оценивают в ДГК.

В 2025-2026 годах регион не должен испытывать дефицит газа, в свою очередь заявил глава департамента развития газовой отрасли Минэнерго РФ Артем Верхов, но его нехватка может возникнуть в 2027-м. Скорее всего, она будет временной, поскольку в том же году должны достроить газопровод-перемычку, соединяющую газотранспортные системы «Силы Сибири» и «Сахалин – Хабаровск – Владивосток».

Для обеспечения недостающих объемов, в том числе в свете появления новых потребителей газа, как, например, Хабаровская ТЭЦ-4, рассматривается возможность доставки краю голубого топлива с проекта «Сахалин-2», доля которого отходит государству по роялти (этот объем на сегодня составляет 1,2 млрд куб. м в год). Правда, данный вопрос необходимо согласовать с Минфином России, оговорился Артем Верхов.     

В любом случае, обратил он внимание, Министерство энергетики РФ намерено адресно подходить к потребителям газа в Хабаровском крае, определяя приоритет в обеспечении топливом по ряду критериев. 

Не сошлись в объемах

В свете грядущей газификации с неопределенностью столкнулась соседняя Амурская область. EastRussia писала о том, что в регионе снижается добыча местного бурого угля – основного источника энергии для Благовещенской ТЭЦ. Несмотря на прирост производства на Ерковецком разрезе, истощается ресурс на Северо-Восточном. Дефицит топлива вынужденно покрывается за счет поставок угольной продукции из Красноярского края, которая по своим характеристикам не подходит для ТЭЦ. Этот уголь обладает абразивностью и высокой теплоотдачей, что ускоряет износ оборудования и ставит под угрозу прохождение отопительного сезона, обеспокоен губернатор Амурской области Василий Орлов.

Как решение – перевод ТЭЦ на газ от трубопровода «Сила Сибири». Максимальное потребление станции оценивается в 990 млн куб. м в год. Как подсчитали в Минэнерго РФ, это потребует строительства 63 км лупингов (участков газопровода) от «Силы Сибири» стоимостью более 24 млрд руб. Еще 12,9 млрд руб. необходимо на реконструкцию котлоагрегатов Благовещенской ТЭЦ.

Благовещенская ТЭЦ. фото: АО «ДГК»

В министерстве считают наиболее дешевым вариантом дальнейшее наращивание добычи на Ерковецком разрезе угля. На эти цели понадобится 14,3 млрд руб. С Минэнерго солидарны в «Газпроме», где отмечают, что дополнительного газового ресурса для областной ТЭЦ нет. Программа газификации Амурской области разработана в 2020 году и актуализирована в 2022-м. Тогда регион заявлял иные потребности, новые объемы для Благовещенской ТЭЦ в газопроводе не учтены, заявляют в монополии.

«Если «Газпром» отказал в доступе, мы можем повторно, конечно, рассмотреть, но есть определенные требования к компонентному составу газа, и в том числе у нас есть ограничения инфраструктурные. То есть магистральный трубопровод «Сила Сибири» рассчитывался под транспортировку объемов газа, которые заявлялись в определенный момент», – обратил внимание замначальника департамента ПАО «Газпром» Олег Мелехин.

Заявление оппонентов власти Приамурья считают неконструктивным. По словам Василия Орлова, через «Силу Сибири» уже в сутки прокачиваются 100 млн куб. м газа, тогда как регион предлагает газифицировать Благовещенскую ТЭЦ частично (уголь с Ерковецкого разреза станция продолжит использовать). Речь идет о гораздо меньшем объеме – 400 млн куб. м в год.

Ситуация с газификацией Дальнего Востока парадоксальная, считает сенатор от Хабаровского края Виктор Калашников. С одной стороны запасов природного газа много, с другой, чтобы закрыть потенциальный спрос в регионах, его нет.

О том, что инвесторы испытывают трудности с подключением к сетям газоснабжения и выдачей технических условий, подтверждает управляющий директор по развитию проектов нефти и газа Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики Анастасия Набатчикова.

Суммарная потребность в энергоносителе резидентов преференциальных режимов в ДФО и арктической зоне (это ориентировочно 218 объектов) – 10,2 млрд куб. м к 2030 году. В целом по Дальнему Востоку потребление газа через пять лет может возрасти с нынешних 26 млрд куб. до 60 млрд куб. м. К этому времени, по оценке КРДВ, в макрорегионе прогнозируется значительный дефицит энергоносителя в объеме 11 млрд куб. м.

Уровень газификации Дальнего Востока в настоящее время составляет 28%, тогда как среднероссийский показатель – 75%. Во многих районах отсутствует развитая газовая инфраструктура, что затрудняет транспортировку и распределение газа до конечных потребителей, ограничивает доступ к ресурсу предприятиям, констатирует Анастасия Набатчикова.

В КРДВ предлагают совместно с «Газпромом», Минэнерго РФ, Минвостокразвития сформировать единый план действий. «Понимая, что ПАО «Газпром» все-таки мыслит пятилетиями и закладывает в свою программу и инвестиции, и газ на будущее, чтобы не упустить это время, нужно посмотреть на перспективу [топливно-энергетический] баланс до 2035 года для коммерческих целей будущих резидентов префрежимов и соответственно для инвестиционных проектов», – резюмирует представитель корпорации.

Газодобыча

В сфере добычи углеводородов сахалинские шельфовые проекты продолжают действовать, при этом пока санкционные ограничения для одного из них остаются частично ослабленными. В июне Евросоюз освободил от соблюдения потолка цен на нефть шельфовый нефтегазовый проект «Сахалин-2» (оператор – ООО «Сахалинская энергия») еще на один год – до 28 июня 2025 г. Решение связано с интересами Японии - обеспечением потребностей энергетической безопасности этой страны.

Напомним, что японским компаниям Mitsui и Mitsubishi в сахалинском проекте принадлежит 12,5% и 10% соответственно. Механизм ценового потолка предусматривает, что проекты, имеющие важное значение для энергетической безопасности третьих стран, могут быть освобождены от соблюдения ограничений. Евросоюз также предоставил проекту «Сахалин-2» право на экспорт и передачу товаров, необходимых для ремонта приборов и аппаратуры, которые предназначены для измерения или контроля переменных характеристик жидкостей и газов.

Тем временем период постоянной добычи газа в рамках проекта «Сахалин-2» был продлен с 2028 г. до 2033 г. Центральная комиссия Роснедр в конце прошлого года поддержала соответствующий вариант разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является основным источником сырья для производства сжиженного природного газа в рамках «Сахалина-2» . На втором месторождении проекта «Сахалин-2», Пильтун-Астохском, добывается преимущественно нефть. На Лунском месторождении на сегодняшний день добыто более половины его запасов природного газа. Мощность СПГ-производства составляет порядка 10 млн тонн СПГ в год (такой объем был выпущен в 2023 г., в 2022 г. производство составило 11,5 млн тонн).

За пять месяцев текущего года производство газа в рамках проекта «Сахалин-2» выросло на 3,6% относительно аналогичного периода 2023 г., до 7,3 млрд куб. м. При этом добыча в мае сохранилась на уровне мая прошлого года, 1,4 млрд куб. м. На шельфовом проекте «Сахалин-1» добыча газа в январе-мае текущего года увеличилась на 6,7% относительно аналогичного периода прошлого года, до 4,2 млрд куб. м. Однако в мае добыча в рамках проекта была ниже, чем в мае 2023 г. на 3%, составив 813 млн куб. м. Информация об объеме добычи нефти не раскрывалась.

Стоит отметить, что в последнее время наблюдается существенный рост поставок СПГ проекта «Сахалин-2» в Китай – в апреле текущего года они составили рекордные 440 тыс. тонн (рост на 3,4% относительно марта 2024 г. и на 39% относительно апреля прошлого года). В апреле Китай опередил по объемам поставок сахалинского СПГ традиционного основного импортера – Японию. В апреле поставки сахалинского СПГ японским потребителям снизились на 44% по сравнению с мартом 2024 г. и на 17% по сравнению с апрелем 2023 г., составив 319 тыс. тонн. Что касается поставок СПГ в Республику Корея, то в апреле они сохранились на уровне апреля прошлого года (127 тыс. тонн).

Тем временем предполагается начать геологоразведку на новых, но небольших нефтегазовых участках в Якутии. АК «АЛРОСА» и АО «Сахатранснефтегаз» в рамках совместного предприятия планируют осваивать перспективные нефтегазовые участки в республике – Улугурский и Эргеджейский.

Улугурский лицензионный участок (площадь 4 205 кв. км) находится на территории Ленского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти составляют 7,3 млн тонн, газа – 217,3 млрд куб. м. Эргеджейский лицензионный участок имеет площадь 3 181 кв. км и находится на территории Олёкминского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 15 млн тонн, газа – в 78,3 млрд куб. м. К 2026 г. предполагается завершить поисковые работы и постановку запасов на государственный баланс. Инвестиционное решение по освоению месторождений должно быть принято после определения технологической схемы разработки месторождений и проработки оптимальных рынков сбыта сырья.

В то же время планируемый ранее в Якутии запуск крупнотоннажного производства СПГ мощностью 18 млн тонн в год (компания «Глобалтэк» ) в настоящее время не входит в число приоритетов. Глава Минвостокразвития А.Чекунков в марте текущего года заявил, что проект, вероятно, будет реализован в среднесрочной перспективе. В прошлом году ЯТЭК сообщала о продолжающихся поисках стратегического партнера для проекта.

Уголь

В угольной отрасли вызвавшим противоречия решением последнего времени стало повышение НДПИ. Правительство в рамках поправок ко второму и третьему чтению внесло корректировки, повысив минимальную цену отсечения, при превышении которой взимается надбавка к НДПИ. Законопроект об изменениях налоговой системы в июле был принят Госдумой в третьем чтении.

Для энергетического угля цена отсечения установлена на уровне 120 долларов за тонну в портах Дальнего Востока (в предыдущем варианте цена отсечения составляла 100 долларов). Предполагается к ставке НДПИ применять коэффициент КЭНРГ, учитывающий среднюю за налоговый период мировую цену на уголь (по индексу FOB Восточный NAR 5500) и средний курс доллара к рублю.

Для коксующегося угля предусмотрена цена отсечения в размере 167 долларов за тонну (прежний вариант – 140 долларов за тонну) и привязка НДПИ к цене в дальневосточных портах (ранее использовался индекс GX TSI FOB Australia Premium Coking Coal). Что касается антрацита и угольной смеси (PCI), то цена отсечения составит 135 долларов на тонну. При этом в формуле расчета НДПИ для данных видов угля будут учитываться цены в портах как Дальневосточного, так и Северо-Западного и Южного федеральных округов. Основным положительным изменением в принятом законопроекте для угольщиков стало именно повышение цены отсечения.

В настоящее время мировые цены на уголь остаются низкими, в связи с чем реальное повышение НДПИ в соответствии с новыми правилами в отрасли в ближайшие годы (до 2026 г.) маловероятно. В июне на наиболее популярном и востребованном восточном направлении стоимость энергетического угля составляла 90 долларов за тонну. В третьем и четвертом кварталах года в связи с подготовкой к отопительному сезону ожидается увеличение цен до 95-96 долларов за тонну.

Добыча угля на Дальнем Востоке тем временем растет в Якутии. По итогам первого полугодия 2024 г. объем производства твердого топлива в республике вырос на 25% по сравнению с аналогичным периодом 2023 г., до 19 млн тонн. План добычи на текущий год составляет 40 млн тонн угля. Напомним, что «Эльга», «Колмар» и «Якутуголь» являются основными угледобывающими компаниями Якутии, они ведут деятельность в Нерюнгринском районе.

При этом АО «Якутуголь» (ПАО «Мечел») в июле был заподозрен ФАС в злоупотреблении доминирующим положением на рынке и отказе заключать контракт на поставку угля на Нерюнгринскую ГРЭС (эксплуатант станции – АО «ДГК»). В «Дальневосточной генерирующей компании» сообщили, что оборудование станции было спроектировано для работы на угле Нерюнгринского месторождения, а приобретение угля других марок для поддержания работы ГРЭС может привести к снижению сроков эксплуатации оборудования электростанции. ФАС выдала предупреждение компании «Якутуголь», согласно которому недропользователь обязан рассмотреть заявки «ДГК» в течение месяца и поставить уголь при экономической и технической возможности. Компанию также обязали разработать и утвердить в ФАС торговую политику.

Со своей стороны в «Мечеле» сочли претензии ДГК необоснованными. В компании сообщили, что в 2024 г. по итогам закупочных процедур на Нерюнгринскую ГРЭС будет поставлено 736 тыс. тонн угля, в том числе 180 тыс. тонн было поставлено в первом квартале года, 400 тыс. тонн предстоит отгрузить по итогам второго и третьего кварталов и еще 156 тыс. тонн запланировано на четвертый квартал года.

«Колмар» в текущем году рассчитывает добыть 13,5 млн тонн угля – 5,4 млн тонн на ГОКе «Денисовский» и 8,1 млн на ГОКе «Инаглинский». В 2023 г. «Колмар» произвел 11,5 млн твердого топлива.

Тем временем угледобыча снижается в Чукотском АО. Объем добычи каменного угля в регионе по итогам января-мая 2024 г. составил 561 тыс. тонн, сократившись на 6% относительно аналогичного периода 2023 г. Добычу ведет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd, которая намерена продать актив, но пока не завершила процесс) в пределах Беринговского бассейна (месторождение Фандюшкинское поле в пределах участка Северный Амаам, Анадырский район).

В свою очередь ОАО «Шахта Угольная» за пять месяцев извлекло 18 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, сократив в три раза объем добычи по сравнению с аналогичным периодом 2023 г. Уголь поставляется потребителям в округе – на Эгвекинотскую ГРЭС и объекты «Чукоткоммунхоза». В настоящее время в компании отмечают сокращение спроса со стороны потребителей.

На Сахалине между тем фиксируется рост экспорта угля. В апреле-мае текущего года (1 апреля – период начала навигации) объем угольных поставок вырос на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 2,7 млн тонн. В 2023 г. с Сахалина на экспорт было поставлено 14,4 млн тонн твердого топлива, что на 23% больше, чем в 2022 г. Напомним, что «Восточная горнорудная компания» (ВГК) завершает в регионе строительство наиболее крупного в РФ магистрального угольного конвейера протяженностью 23 км, соединяющего Солнцевский угольный разрез и порт Шахтёрск. В июне было принято правительственное решение о выделении субсидии в размере 614,64 млн рублей на строительство конвейера. В 2023 г. объем добычи ВГК на Солнцевском разрезе составил 14,2 млн тонн, в 2024 г. планируется достичь объема добычи в 15,2 млн тонн.

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

Тарифы и цены

Правительство в конце минувшего года рассматривало варианты ускоренного рыночного ценообразования на Дальнем Востоке. После запуска оптового энергорынка в макрорегионе до конца 2025 г. свободно продавалось всего 2,5% от всей выработки ГЭС. Увеличение доли свободной продажи рассматривается как мера стабилизации финансового состояния группы «РусГидро», позволяющая ей реализовать инвестиционную программу в ДФО. Тепловая генерация «РусГидро» на Дальнем Востоке накопила убытки в связи с особенностями тарифного регулирования, которые не учитывали рост цен на уголь. В условиях высокой ключевой ставки рост долговой нагрузки холдинга сокращает возможности по привлечению займов.

Базовый вариант роста конечной цены для потребителей (исключая население) на Дальнем Востоке, рассматриваемый в правительстве, предполагал, что доля либерализации цен выработки ГЭС будет увеличиваться на 2,5 процентных пункта ежегодно (вплоть до 15%) к 2030 г. В данном случае конечная цена на электроэнергию в 2026 г. должна была бы увеличиться на 18,4% - до 6,4 рублей за 1 кВт*ч., а к 2030 г. составить 9,03 рублей за 1 кВт*ч, что на 12,8% ниже средней по стране.

Однако в ноябре правительство одобрило сценарий ускоренного внедрения рыночного ценообразования на Дальнем Востоке, предполагающий, что с 2026 г. доля свободно продаваемой (на оптовом рынке) выработки ГЭС резко увеличивается с 2,5% до 22%. Конечная цена на электроэнергию в 2026 г. вырастет год к году на 22,2% и составит 6,6 рублей за 1 кВт*ч. С 2027 г. доля свободной продажи выработки должна вырасти до 40%, а затем показатель будет расти на 20 процентных пунктов в год, до 60% с 2028 г., 80% с 2029 г., и до 100% с 2030 г. К моменту полной либерализации в 2030 г. конечная цена на электроэнергию должна составить 10 рублей за 1 кВт*ч, что будет только на 3,4% ниже среднероссийского уровня. Таким образом, с 1 января 2026 г. доля свободно продаваемой выработки ГЭС в ДФО уже увеличилась с 2,5% до 22%.

Эффект от возможности продажи 22% электроэнергии ГЭС ДФО по рыночным ценам в 2026 г. в «РусГидро» оценивают примерно в 8 млрд рублей дополнительной выручки. По оценкам экспертов отрасли, ускоренная либерализация в принятом правительством варианте снизит долговую нагрузку «РусГидро» на 70 млрд рублей в 2030 г. (около 10%), но лишь на 1% в 2027 г., на 3% в 2028 г. и на 6% в 2029 г.

Известно также, что правительством ранее рассматривались варианты увеличения доли свободно продающейся электроэнергии ГЭС до 30% в 2026 г., до 60% в 2027 г. и до 100% с 2028 г. Последний сценарий предполагал, что процент либерализации будет увеличиваться до 57% в 2026 г. (до 7,02 рублей за 1 кВт*ч), до 96% в 2027 г. и до 100% с 2028 г. Данный сценарий предусматривал, что темпы роста цен год к году будут наиболее высокими. В итоге в Минэнерго и «РусГидро» от этих вариантов отказались.

С 1 января 2026 г. на территории Дальнего Востока также был запущен механизм управления спросом на электроэнергию. Он предполагает, что потребителям будут платить за снижение нагрузки в нужные для энергосистемы часы. В первом квартале 2026 г. будет работать один агрегатор^[1], ООО «Транснефтьэнерго» («Транснефть»). В настоящее время такая система действует в первой (европейская часть РФ и Урал) и второй (Сибирь) ценовых зонах энергорынка. По расчетам «Транснефтьэнерго», выручка участников рынка управления спросом на электроэнергию в обеих ценовых зонах и на Дальнем Востоке в первом квартале 2026 г. увеличится на 16% – до 736 млн рублей.

В «Совете рынка» оценивают, что на фоне либерализации рынка по итогам текущего года цена на рынке на сутки вперед (РСВ, сектор торговли электроэнергией^[2]) на Дальнем Востоке может вырасти на 12% относительно 2025 г., до 3,4 рублей за кВт*ч. В крупной промышленности ожидается рост одноставочных оптовых цен на электроэнергию в Дальневосточном ФО в 2026 г. примерно на 33%.

Одноставочная цена оптового рынка на Дальнем Востоке за 11 месяцев 2025 г. составила 2,884 тыс. рублей за МВт*ч, что ниже значений в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Сибири (3,010 тыс. рублей за МВт*ч) и ценовой зоне Европы и Урала (3,372 тыс. рублей за МВт*ч). В «Совете рынка» полагают, что на рост индекса РСВ в ДФО в конце декабря 2025 г. – начале января 2026 г. повлияло увеличение предельного уровня цены в заявках ТЭС и общее снижение выработки ГЭС. При этом высокие цены РСВ также свидетельствуют о проблеме дефицита в ОЭС Востока, поскольку в зимний период выработка ГЭС традиционно сокращается из-за снижения водности рек, тогда как увеличивается загрузка и дефицит тепловой генерации, вводятся дорогие мазутные мощности. Все данные факторы влияют на цены РСВ.

Дефицит электроэнергии и модернизация мощностей

Растущий дефицит энергомощности остается проблемой отрасли в макрорегионе. Так, за последние десять лет потребление электроэнергии на Дальнем Востоке увеличилось на 33%^[3], что по темпам динамики в 2,4 раза выше, чем в среднем по России (14%). При сохранении текущих темпов роста, к 2030 г. регион может столкнуться с дефицитом энергомощности до 3,3 ГВт. По итогам 2025 г. рост энергопотребления на Дальнем Востоке составил 4,8% при общем снижении по стране на 1,1%.

Для предотвращения рост дефицита предполагается возведение новой генерации и модернизация существующих объектов, но стоимость работ увеличивается. В юго-восточной части Объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири к 2030 г., по оценкам «Системного оператора» (диспетчер энергосистемы) необходимо построить еще 2,029 ГВт мощности для покрытия энергодефицита (с учетом запрета на майнинг криптовалюты). В целях покрытия дефицита рассматривается возможность строительства линии постоянного тока пропускной способностью до 1,5 ГВт, протяженностью (из западной части Сибири в юго-восточную) около 1,75 тыс. км. «Россети» осенью минувшего года сообщили об осуществлении в настоящее время технико-экономического обоснования проекта, по итогам которого предполагается определить его параметры, включая стоимость.

Напомним, что в августе 2024 г. правительство уже проводило отборы инвесторов для строительства новой генерации в юго-восточной Сибири – право на возведение новых энергоблоков к 2028-29 гг. получили холдинг En+ (690 МВт на Иркутской ТЭЦ-11 в Усолье-Сибирском, работы на объекте начались в феврале текущего года), ПАО «ТГК-14» (155 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2) и «Интер РАО» (460 МВт на Харанорской ГРЭС в Забайкальском крае, строительство началось в октябре 2025 г.). Предельный объем капитальных затрат (CAPEX) угольной паросиловой установки для данных проектов, по расчетам «Совета рынка» (регулятор энергорынков), исходя из нормы доходности в 15% и срока строительства в четыре года, составил 715 млн рублей за 1 МВт с учетом локализации оборудования, без локализации – 572 млн рублей за 1 МВт.

На недавнем конкурентном отборе мощности новой генерации (КОМ НГ) в декабре 2025 г. была отобрана единственная заявка En+ на строительство Забайкальской ТЭС мощностью 1050 МВт в Забайкальском крае (Хилокский или Красночикойский муниципальные округа). Три энергоблока по 350 МВт должны начать поставки мощности с 1 июля, 1 октября и 1 декабря 2031 г. соответственно. В качестве топлива на всех объектах будет использоваться уголь (предположительно, Зашуланского месторождения угля^[4] в Красночикойском муниципальном округе этого же региона). Изначально, по оценке «Совета рынка», предельные капитальные затраты проекта составляли 715 млн рублей за 1 МВт при локализации оборудования, без локализации – 572 млн рублей за 1 МВт. В En+ проект оценивали дороже – в 842 млн рублей за 1 МВт с учетом требований по локализации. В итоге предельный CAPEX был установлен на повышенном уровне. Строительство новой генерации необходимо для покрытия прогнозируемого дефицита мощности в 2,07 ГВт в юго-восточной части Сибири (Бурятия, Забайкальский край) к 2031 г.

Тем временем ПАО «Россети» в ноябре приступило к реконструкции переключательного пункта 220 кВ «Партизанск» в Приморском крае. Стоимость работ оценивается в 4,9 млрд рублей. Проект является частью программы по снижению рисков энергодефицита на юге края. Она также включает строительство подстанции 500 кВ «Варяг» и 500-километрового транзита до Приморской ГРЭС, возведение подстанции 220 кВ «Гродеково» и модернизацию станции «Волна» для выдачи мощности (77 МВт) новой Шкотовской ТЭЦ и модернизируемой Владивостокской ТЭЦ-2. В настоящее время осуществляется модернизация Партизанской ГРЭС (действующая мощность – 199,7 МВт), мощность новых энергоблоков которой должна составить 280 МВт. В ноябре «Россети» установили оборудование для подключения новых линий электропередачи от Владивостокской ТЭЦ-2 на подстанции 220 кВ «Волна».

В конце минувшего года «РусГидро» завершило второй этап модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 (основной источник электро- и теплоснабжения Владивостока). В работу был введен новый энергоблок мощностью 120 МВт и 190 Гкал/ч. Общая установленная мощность станции с началом работы нового генерирующего оборудования возросла с 537 МВт до 559 МВт, тепловая – с 1 тыс. 63 Гкал/ч до 1 тыс. 93 Гкал/ч. Проект модернизации ВТЭЦ-2 включает замену трех турбоагрегатов и установку трех новых котлоагрегатов взамен устаревших шести. В 2024 г. по завершении первого этапа модернизации был введен в эксплуатацию обновленный турбоагрегат №1 мощностью 120 МВт и котлоагрегат мощностью 190 Гкал/ч. В рамках второго этапа модернизации была проведена замена паротурбинной установки №2 на более мощную, вместо двух старых котлоагрегатов смонтирован один новый повышенной паропроизводительности. Завершение модернизации объекта намечено на конец 2027 г. Итоговая электрическая мощность ТЭЦ-2 увеличится до 574 МВт (плюс 77 МВт к мощности до начала модернизации), тепловая – до 1 тыс. 115 Гкал/ч (плюс 64 Гкал/ч).

В январе вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев поручил рассмотреть возможность финансирования модернизации объектов электроэнергетики на Дальнем Востоке за счет дивидендного потока ПАО «РусГидро» с 2026 г. с последующим возмещением компании с 2028 г. данного объема средств через механизм дальневосточной надбавки. Он указал, что на сегодняшний день в силу существующего механизма субсидирования тарифов^[5] долг региональных бюджетов на Дальнем Востоке перед «РусГидро» достиг суммы порядка 40 млрд рублей. Так, в 2025 г. структура «РусГидро», ПАО «Камчатскэнерго», взыскала 1,1 млрд рублей из бюджета Камчатского края – сумму недополученных доходов компании, сложившуюся из межтарифной разницы за отпускаемую тепловую энергию в феврале 2025 г. Краевые власти судебное решение не оспаривали, оно вступило в законную силу. По делу об урегулировании разногласий между АО «Сахаэнерго» («РусГидро») в октябре суд удовлетворил требования энергетиков о внесении в соглашение о предоставлении субсидии на 2025 г. порядка перечисления средств, предполагающего, что 90% субсидии (458 млн рублей) бюджет должен перечислить в 2025 г., оставшуюся сумму – в 2026 г. Ранее перечисление большей части субсидии предполагалось в 2026 г.

Между тем в «Сибирской генерирующей компании» (СГК) в конце минувшего года повысили расчетную стоимость модернизации Приморской ГРЭС^[6] в рамках государственной программы ДПМ-2^[7] – до 108 млрд рублей, что в 1,6 раза больше оценки 2023 г. (65 млрд рублей). В конце 2024 г. в рамках ДПМ-2 на Приморской ГРЭС был введен в строй блок №9 (215 МВт), весной 2025 г. – блок №5 (210 МВт). В настоящее время в работе находятся энергоблоки №3 и №6. Ранее в СГК сообщали о намерении модернизировать шесть из девяти энергоблоков по ДПМ-2 к весне текущего года, но о завершении работ на блоках №3 и №6 пока не сообщалось. Сложность связана также с планируемыми работами по блоку №7 – заменой генератора на 200 МВт и реконструкцией котла в объеме 1,5 тыс. тонн поверхностей нагрева (в целом процесс планируется завершить к концу 2027 г.). Для данного блока рассматриваются варианты поэтапного ремонта. Стоимость работ по блоку №7 оценивается в 14,9 млрд рублей. Модернизация блоков №3 и №6 обходится в 18,6 млрд рублей. По блокам №2 и №4 работы предварительно намечены на 2027 г. На 2026 г. для Приморской ГРЭС заложено увеличение ремонтной программы на 27,5% - до 5,4 млрд рублей.

В группе En+ в феврале приступили к строительству тепловой электростанции мощностью 690 МВт в Усолье-Сибирском Иркутской области (как было указано выше, данный проект был отобран правительством в августе 2024 г. как один из объектов новой генерации в юго-восточной Сибири). Объем инвестиций в проект оценивается не менее чем в 250 млрд рублей. Электростанция будет состоять из трех энергоблоков. Планируется, что они будут вводиться в эксплуатацию последовательно в период с 2028 г. по 2029 г. ТЭС разместится на площади 52 га рядом с действующей ТЭЦ-11.

В ноябре в схему территориального планирования России в области энергетики решением правительства были включены проекты строительства и реконструкции электроподстанций и размещение дополнительных линий электропередачи в Амурской и Иркутской областях, Приморском и Забайкальском краях, Якутии.

В Иркутской области схема включает реконструкцию Ново-Зиминской ТЭЦ (Зиминский район), в Амурской области – строительство ПС 220 кВ «Прииск» в селе Соловьёвск (Тындинский муниципальный округ), ВЛ 220 кВ «Сковородино – Прииск» (Тындинский и Сковородинский муниципальные округа), строительство ВЛ 220 кВ «Рудная – Огоджинская» (Селемджинский район), в Приморском крае – реконструкцию ВЛ 220 кВ «Зелёный угол – Суходол» со строительством заходов на Шкотовскую ТЭЦ в селе Олений (Артёмовский городской округ), в Якутии – строительство заходов на ПС 220 кВ «Бекетов» с образованием ВЛ 220 кВ «Районная – Бекетов» и ВЛ 220 кВ «Городская – Бекетов» (Ленский район), в Забайкальском крае – выдачу электрической мощности Ононской СЭС через ВЛ 220 кВ «Харанорская ГРЭС – Шерловогорская» (Ононский муниципальный округ).

Прорабатываются меры поддержки строительства гидроэлектростанций, в том числе с помощью возобновления действия договоров на поставку мощности (ДПМ) для ГЭС. Данный механизм предполагает возврат инвестиций за счет повышенных платежей на оптовом рынке. Соответствующие положения содержатся в законопроекте «О содействии инфраструктурному развитию и повышению эффективности управления в сфере электроэнергетики» (разработан Минэнерго)^[8]. Он предполагает, что правила оптового рынка могут предусматривать формирование перечня ГЭС и ГАЭС, действующих на основе ДПМ. Ранее срок окупаемости инвестиций по ДПМ для ГЭС составлял 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность – 10,5% годовых (14% для ТЭС). Законопроект предусматривает наделение правительства полномочиями по утверждению порядка возврата инвестиций при строительстве ГЭС.

Так, предполагается возврат инвестиций в рамках платы за мощность, при этом, с учетом более существенных объемов работ и сроков строительства ГЭС, генерацию предполагается отбирать по результатам обоснования инвестиций. Законопроект Минэнерго также предполагает создание публично-правовой компании (ППК) «Росэнергопроект». В его задачи должны войти разработка типовых проектных решений, формирование отраслевого заказа на энергетическое оборудование, оптимизация ценообразования на всех этапах жизненного цикла объектов, управление стоимостью электроэнергии и мощности, утверждение предельных цен на оборудование, строительное оборудование и ресурсы. Также «Росэнергопроект» станет ответственным за подготовку земельных участков для необходимых гидроэлектроэнергетике водохранилищ и их строительство. Согласно законопроекту, правительству предстоит определить государственного оператора финансовой поддержки в сфере электроэнергетики. Его функции должны включать использование казначейских инфраструктурных кредитов, проектное банковское кредитование, привлечение внебюджетного финансирования для строительства, модернизации и реконструкции объектов электроэнергетики.

В «РусГидро» возвращение механизма ДПМ для строительства ГЭС поддерживают. Среди первоочередных объектов для строительства в компании рассматривают противопаводковую Нижне-Зейскую ГЭС в Амурской области (ее проектирование уже ведется институтом «Ленгидропроект» с 2023 г.). Группа En+ намерена построить в Иркутской области Тельмамскую ГЭС (Бодайбинский район). Согласно Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики, Нижне-Зейская ГЭС должна начать работу с 2032 г., Тельмамская ГЭС – в 2031 г.

Экспорт

Что касается экспорта электроэнергии с Дальнего Востока в Китай, то он был полностью прекращен с 1 января текущего года. Причиной отказа КНР даже от минимальных контрактных объемов (около 12 МВт) стали высокие экспортные цены, которые в 2026 г. впервые превысили внутренние китайские. Российско-китайский контракт на поставку электроэнергии формально действует до 2037 г.

Напомним, что «Интер РАО» (оператор экспорта и импорта электроэнергии) экспортировало в Китай излишки электроэнергии с Дальнего Востока (главным образом, выработка ГЭС «РусГидро»). Контракт на поставку был заключен с китайской Государственной электросетевой корпорацией в 2012 г. Предполагалось, что за весь период до 2037 г. в Китай будет поставлено около 100 млрд кВт*ч (около 4 млрд кВт*ч в год). В целом с 2012 г. экспорт в Китай составил порядка 40 млрд кВт*ч. В 2012-20 гг. объем экспорта электроэнергии из РФ в КНР оставался в среднем на уровне 3 млрд кВт*ч в год. В 2021 г. поставки резко выросли на 30%, до 3,97 млрд кВт*ч, в связи с намерением Китая закрыть энергодефицит в северо-восточных регионах (где существуют ограничения для поставок угля на местные ТЭС). Поставки достигли пика в 4,7 млрд кВт*ч в 2022 г., но уже с августа 2023 г. экспорт снижался, а в 2025 г. оказался минимальным.

Установленная контрактом формула цены не раскрывалась, но она может быть привязана к одноставочной цене (мощность плюс электроэнергия), складывающейся на Дальнем Востоке, а также учитывать тариф магистральных сетей на транспортировку электроэнергии до трансграничной ЛЭП «Амурская – Хэйхэ» и маржу «Интер РАО». Китайские импортеры продают электроэнергию своим потребителям уже по розничной цене.

В «Интер РАО» отрицают планы возможного расторжения экспортного контракта по инициативе российской стороны. В Минэнерго отмечают, что экспорт может быть возобновлен при получении соответствующего запроса от КНР. При этом мощности китайской энергосистемы значительно превосходят мощности ОЭС Востока, позволяя КНР замещать дальневосточный импорт.

Создание новой генерации

Продолжается создание объектов энергетической инфраструктуры на объектах горнодобывающей отрасли, а также на других крупных промышленных объектах ДФО. ПАО «Россети» в декабре возвело ЛЭП и расширило подстанцию для подключения к энергоснабжению Култуминского ГОКа в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ). Строительство ГОКа ведет ООО «Култуминское» (группа «Ареал»). Потребитель должен получить 49 МВт мощности. Протяженность двухцепной линии электропередачи 220 кВ составляет 115 км. Также в декабре в Хабаровском крае была запущена подстанция 220 кВ «Полиметалл» для золоторудного месторождения Албазино (ООО «Ресурсы Албазино»), а дальневосточное управление Ростехнадзора выдало разрешение на допуск в эксплуатацию энергетического комплекса на месторождении Талгий того же недропользователя в Хабаровском крае (район им. Полины Осипенко).       

ПАО «Россети Сибирь» в конце января поставило под напряжение новую воздушную линию электропередачи 110 кВ для энергоснабжения комбината на Зашуланском каменноугольном месторождении (оператор – ООО «Разрезуголь»^[9]) в Красночикойском муниципальном округе Забайкальского края. Потребитель будет обеспечен 12 МВт мощности.

В феврале АО «СО ЕЭС» подключило к сетям подстанцию 220 кВ «Витим» с линиями электропередачи 220 кВ «Сухой Лог – Витим №1 и №2» для энергоснабжения объектов на золоторудном месторождении Сухой Лог в Иркутской области (ООО «Полюс Сухой Лог», ПАО «Полюс»). Максимальная потребляемая мощность энергопринимающих устройств на данном этапе составила 15 МВт. В перспективе ожидается рост потребления до 229 МВт, но подключение такого объема нагрузки станет возможным после завершения строительства Новоленской ТЭС в Якутии («Интер РАО», установленная мощность – 550 МВт). Ее ввод намечен на лето 2028 г. АО «Мамаканская ГЭС» (ПАО «Полюс») в конце февраля поставило под нагрузку новый гидроагрегат №2, что стало первым этапом модернизации ГЭС, также направленной на обеспечение энергией Сухого Лога. Планируется замена всех четырех гидроагрегатов, мощность каждого составит 28 МВт против 21,5 МВт ранее, а мощность станции вырастет таким образом с 86 до 112 МВт. Капитальные работы рассчитаны на пять лет (до 2030 г.).

Между тем ООО «Белое золото» (холдинг «Селигдар») рассчитывает до конца 2029 г. ввести на золоторудном месторождении Кючус в Якутии ТЭЦ на 35 МВт. Тепловая мощность объекта в отопительный период должна составить 30 Гкал/ч, в неотопительный – 4,5 Гкал/ч. В качестве основного топлива для станции рассматривается уголь Куларского месторождения^[10] (Усть-Янский район). Напомним, что на Кючусе «Росатомом» запланировано строительство малой АЭС мощностью 110 МВт, ввод которой намечен на 2030 г. (ранее планировалось – в 2028 г. и мощностью 50 МВт). Тем самым ТЭЦ появится на объекте раньше, чем АЭС, что ускорит работу месторождения.

«Россети» в декабре 2025 г. в рамках второго этапа энергоснабжения космодрома «Восточный» в Амурской области подключили объекты к наиболее крупной на Дальнем Востоке подстанции 500 кВ «Амурская»^[11]. На подстанции смонтирована новая ячейка на открытом распределительном устройстве 220 кВ. От нее построена линия электропередачи протяженностью более 58 км до главной понизительной подстанции (ГПП) космического комплекса. Космодром таким образом получит 49 МВт. В настоящее время объекты космической инфраструктуры «Восточного» запитаны от двух независимых источников^[12].

Кроме того, к концу февраля «Россети» смонтировали на подстанции 500 кВ «Амурская» распределительное устройство 110 кВ, что позволяет увеличить на 37 МВт мощность, выдаваемую для города Свободный и Свободненского района. Стоимость работ составила 522 млн рублей.

Возобновляемые источники энергии и малая генерация

В сфере развития возобновляемых источников электроэнергии (ВИЭ) ряд ветряных и солнечных электростанций включены в схему территориального планирования в сфере энергетики. В январе в схему добавлены строительство солнечных электростанций в Еврейской АО (Дежневская СЭС, Семёновская СЭС в Камышовском сельском поселении Смидовичского района), строительство ветроэлектростанций в Амурской области (Успеновская ВЭС (первая и вторая очереди) в селах Успеновка, Иннокентьевка, Албазинка, Белый Яр Завитинского муниципального округа). Минэнерго ожидает проведения в текущем году конкурсного отбора проектов ВИЭ на Дальнем Востоке мощностью около 1,6 ГВт. Напомним, что в 2025 г. на Дальнем Востоке был проведен дополнительный отбор ВИЭ-генерации на 1,6 ГВт с вводом в 2026-28 гг.

Тем временем в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ) ООО ГРК «Быстринское»^[13] в октябре 2025 г. запустило на территории вахтового поселка Быстринского ГОКа солнечную электростанцию мощностью 571 кВт. На участке площадью порядка 1 га смонтировано более 1000 солнечных модулей единичной мощностью 565 Вт каждый. Расчетная выработка составит около 1 млн кВт*ч за первый год.

В Якутии на 2026 г. запланирован ввод четырех объектов локальной энергетики на основе возобновляемых источников. Основным проектом является ввод второй очереди автоматизированного гибридного энергокомплекса в поселке Сангар Кобяйского района (ПАО «Якутскэнерго», «РусГидро»). Проект предусматривает строительство солнечной электростанции мощностью 1 МВт, которая должна дополнить уже введенную в составе первой очереди дизельную электростанцию мощностью 5,65 МВт. Также автоматизированные гибридные энергокомплексы предполагается запустить в поселке Усть-Куйга Усть-Янского района, селе Синск Хангаласского района и селе Куйдусун Оймяконского района.

В феврале вице-премьер А.Новак поручил проработать вопрос строительства на Дальнем Востоке систем накопления электроэнергии^[14] (СНЭ) в связке с объектами возобновляемой энергетики. Правительство прорабатывает возможность строительства 370 МВт СНЭ в Приморском крае. Пока не решен вопрос о том, будет ли проведен конкурс на строительство СНЭ с заключением обязательного инвестиционного контракта, либо ПАО «Россети» будут назначены ответственными за проект без конкурса.

Со своей стороны, группа «РусГидро», «Зарубежнефть» и правительство Камчатского края в октябре минувшего года подписали соглашение о сотрудничестве по развитию геотермальной энергетики, связанное со строительством второй очереди Мутновской геотермальной станции^[15] (Елизовский район). Установленная мощность ГеоЭС-2 должна составить 66,5 МВт (два блока по 25 МВт плюс бинарный энергоблок на 16,5 МВт), выработка – около 531,5 млн кВт*ч в год.

Геологоразведкой и подготовкой проектной документации для строительства станции займется специально созданная «Камчатскэнерго» («РусГидро») и «Зарубежнефтью» в Петропавловске-Камчатском компания «Геотермальная энергетика». Проект получил название «Скалистая ГеоЭС». Срок окончания работ по проектированию намечен на сентябрь 2026 г. При этом в «РусГидро» заявляли о намерении сотрудничать с китайскими партнерами (неназванными) по данному проекту. В конце прошлого года губернатор Камчатского края В.Солодов отмечал, что строительство нового объекта начнется не раньше 2030 г. Напомним, что Мутновская ГеоЭС-1 (50 МВт) начала работать в 2002 г., наряду с Верхне-Мутновской ГеоЭС (12 МВт) и Паужетской ГеоЭС (12 МВт) она поставляет до 30% электроэнергии потребителям центрального энергоузла Камчатки.

Наконец, на острове Шикотан Сахалинской области в декабре был проведен первый пуск газа на строящейся двухтопливной Малокурильской газодизельной электростанции (с малотоннажного производства «Газпром гелий сервис» в Приморском крае). Общая мощность объекта составит 5,3 МВт. Генерирующий объект будет на 70% работать на природном газе, на 30% - на дизельном топливе. Работы проводит АО «Россети Мобильные ГТЭС» совместно с ПАО «Газпром». На первом этапе предстоит опробовать газодизельный генератор мощностью 1,1 МВт. В текущем году станция должна быть полностью введена в эксплуатацию.

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

[1] Агрегаторы нагрузки – это организации, выполняющие функции по управлению изменением нагрузки группы потребителей в целях продажи совокупности регулировочных способностей этих потребителей как единого объекта в качестве товара или услуги на оптовом рынке электроэнергии. Агрегаторы нагрузки могут быть независимыми компаниями или поставщиками электроэнергии (сбытовыми компаниями).

[2] Основной сектор оптового рынка электроэнергии, где за день до фактической поставки проводятся конкурентные аукционы по купле-продаже электроэнергии на каждый час следующих суток. Цена формируется на основе спроса и предложения.

[3] Крупнейшие потребители электроэнергии в ДФО – транспортная и добывающая отрасли (19% и 16% соответственно), а также население (17%). По оценкам Минэнерго, дефицит мощности к 2030 г. в равной степени затронет ОЭС Востока (Якутия, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская АО и Приморский край), Юго-восток ОЭС Сибири (Забайкальский край и Бурятия) и технологически изолированные территориальные энергетические системы (Сахалинская область, Камчатский край, Магаданская область и Чукотский АО).

[4] Оператор – ООО «Разрезуголь» (совместное предприятие En+ и China Energy).

[5] Подразумевает выплату из региональных бюджетов компенсации энергетикам за экономические потери от льготного тарифа для населения (компенсация межтарифной разницы между реальной стоимостью тепловой и электроэнергии и ее ценой для потребителей).

[6] Всего у станции девять энергоблоков, ее установленная тепловая мощность - 237 Гкал/ч, электрическая - 1467 МВт. ГРЭС обеспечивает около 50% потребностей Приморского края в электроэнергии.

[7] Государственная программа ДПМ-2 (программа договоров о предоставлении мощности) утверждена в 2019 г. и призвана финансировать модернизацию российских предприятий за счет оплаты их мощностей промышленными потребителями.

[8] Законопроект разработан Минэнерго РФ, в январе размещен на федеральном портале проектов нормативных правовых актов для общественного обсуждения.

[9] СП En+ и China Energy.

[10] ООО «Куларуголь», собственником которого с октября 2024 г. является закрытый паевой инвестиционный фонд (ЗПИФ) «Инфраструктурный», находящийся под управлением АО УК «РФЦ-Капитал», связанного с акционерами группы «Селигдар».

[11] Подстанция является частью энергомоста, который связывает Амурскую область с соседними регионами и с Китаем, участвует в выдаче мощности Бурейской и Зейской ГЭС, питает подстанции Транссибирской магистрали, экспортные трубопроводы «Восточная Сибирь – Тихий океан» и «Сила Сибири».

[12] В 2014 г. была обеспечена связь космодрома с Единой национальной электрической сетью за счет выдачи до 121 МВт мощности космодрому от подстанции 220 кВ «Ледяная».

[13] 50,01% акций ООО ГРК «Быстринское» через АО «ХК Быстра» принадлежит ПАО «Норильский никель».

[14] Электроустановка, подключенная к электрической сети, включающая как минимум один накопитель электрической энергии, которая извлекает, хранит и отдает обратно в сеть электрическую энергию. Используется как источник бесперебойного питания.

[15] Станция эксплуатируется ПАО «Камчатскэнерго» (группа «РусГидро»).

Ни убавить, ни прибавить

Механизм дальневосточной надбавки запущен в 2017 году, напомнил зампред правления ассоциации «НП Совет рынка» Сергей Лебедев. За это время он претерпел определенную эволюцию. В 2020-м надбавку продлили, но с условием поэтапного исключения из субсидируемых категорий отдельных представителей рынка, в том числе предприятий ЖКХ и горнодобывающей промышленности.

Объем субсидий с 2017 по 2026 год оценивается в 326 млрд руб. Это значительные средства, отметил эксперт, которые помогли установить достаточно привлекательный инвестиционный климат на Дальнем Востоке. Данный тезис разделяют в правительстве Магаданской области. Внедрение этого механизма положительно повлияло на инвестактивность в регионе, позволило вдвое увеличить потребление электроэнергии в централизованной зоне, где основную выработку обеспечивают гидроэлектростанции (Колымская, Усть-Среднеканская), снизить экономически обоснованный тариф. Правда, с 2022 года крупные промышленные предприятия перестали быть получателями дальневосточной надбавки.

«У этого механизма есть недостаток, он работает только в моменте, когда тарифы снижаются. Если прекратить их снижать, то соответственно все эффекты исчезают. В связи с этим разумное решение, если механизм продляется, – половину [суммы] направлять на инвестиции. Здесь две возможности: первая – субсидировать строительство станций целиком, для чего можно привлекать госкомпании, особенно для тех мест, куда частный инвестор не придет. И можно внедрять конкурентные механизмы, когда инвестор сначала строит сам, затем ему возвращается часть средств с соответствующим пересчетом доходности», – рассуждает Сергей Лебедев.

Однако предложенная концепция, когда половина средств идет на субсидии, а половина –в обновление генерации, вызвала дискуссии. По словам сенатора от Магаданской области Николая Ежова, изъятие 50% дотаций сделает тарифы неподъемными для ряда энергопотребителей в локальных зонах. «90% дальневосточной надбавки для Магаданской области на текущий момент приходится на зону децентрализованного энергоснабжения, куда завоз топлива осуществляется в период летней навигации морским путем. И, следовательно, при направлении только 50% надбавки тарифы на электрическую энергию в локальных зонах энергоснабжения станут, на наш взгляд, неприемлемыми для малого и среднего предпринимательства», – подчеркнул Николай Ежов.

В регионах предлагают установить перечень льготных категорий потребителей. В первую очередь речь идет о бюджетных организациях, ЖКХ, малом бизнесе. Вопрос адресности поддержки – крайне актуальный, соглашается замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Ольга Арутюнова. Он будет обсуждаться с Минвостокразвития при участии территорий.

«Кого мы хотим и готовы поддерживать, регионы уже могут понимать: сколько у них была надбавка в 2025 году, брать от нее половину и оценивать, что вот эту сумму, они смогут потратить, чтобы снизить потребителям цены», – пояснила представитель Министерства энергетики. 

Задел на будущее

В текущем виде дальневосточная надбавка уже не способна сдерживать рост экономически обоснованных энерготарифов Дальнего Востока, так как значительная часть инфраструктуры ТИТЭС устарела и функционирует неэффективно. «В некоторых поселках Якутии цены доходят почти до 100 руб. [за кВт час]. Это, конечно, неприемлемо. Народу там мало, и нужно как-то поддерживать объекты генерации в жизнеспособном состоянии», – говорит Ольга Арутюнова.

Средства, которые пойдут в инфраструктуру в рамках дальневосточной надбавки до 2035 года, должны сформировать задел для будущей эффективности энергетики, считает Сергей Лебедев. В Якутии в экономически обоснованном тарифе до 90% занимает топливная составляющая, уточнил он. Соответственно важно инвестировать в современное оборудование с меньшим расходом удельного топлива, в создание комбинированных станций с ВИЭ-технологиями. Отчасти эта работа проводится в той же Якутии: в 2021-2025 годах на основании энергосервисных договоров введены 14 автоматизированных гибридных энергокомплексов – дизельных электростанций с применением солнечной генерации суммарной мощностью 13,7 МВт. Вместе с тем республиканские власти предлагают совместно с федеральными министерствами изучить пилотные проекты когенерации, которые позволят снизить потребление дорогостоящего дизтоплива и заменить его на пеллеты и местный уголь.

В Минэнерго разработана программа по развитию локальной генерации. Она предусматривает 270 объектов, причем на первом этапе планируется затронуть 90 станций, в основном в Якутии и Камчатке, сообщили в ведомстве. В Камчатском крае обостряется ситуация с сырьевой базой. Часть энергетики полуострова питалась от местных запасов природного газа. Между тем поставки голубого топлива сокращаются, и региону приходится все больше завозить морем мазут и дизтопливо, а это влияет на валовую выручку энергокомпании, рассказала руководитель региональной службы по тарифам и ценам Марина Лопатникова.

«У нас ежегодная потребность составляет порядка 420 млн куб. м газа, но фактическая поставка на 2026 год «Газпромом» ожидается в объеме 65 млн. То есть нам нужно будет завести дополнительно 179 тыс. т мазута, а это примерно 7,5 млрд руб. Это будет частично переложено на потребителя. Хотя [затраты] субсидируются за счет надбавки, тем не менее нагрузка значительная», – проинформировала она. 

Цена завоза

Оптимизировать издержки при доставке топлива на Дальний Восток – задача нетривиальная. Вопрос, в частности, предполагается отработать по линии северного завоза. «От 60% в стоимости топлива – это логистика. Сейчас работаем с крупными компаниями, у нас есть пример «Колмара», который по Республике Саха (Якутия) считает нам сейчас логистику и возможность модернизации угольных котельных для заключения долгосрочного контракта», – рассказал директор департамента развития Арктической зоны РФ и реализации инфраструктурных проектов Минвостокразвития Илья Чернов.

Между тем проблема топливных поставок затрагивает не только ТИТЭС, но и объединенные энергосистемы. На юге Якутии работает ГРЭС, которая расположена вблизи угольного разреза, но уголь покупается из Кузбасса. «Стоимость доставки огромная. Может быть, не так дорог уголь, как дорога сама доставка», – подчеркнула Ольга Арутюнова.

Для некоторых регионов приобретение дальнепривозного угля – мера вынужденная. Амурская область, в частности, испытывает сложности с обеспечением угольной продукцией Благовещенской ТЭЦ и котельных Приамурья. Топливо для энергетиков добывается на Райчихинском месторождении, запасы которого истощены, а возможности другого местного разреза, Ерковецкого, сегодня ограничены. Часть угля приходится завозить из Красноярского края. Кроме усложнения логистики, это несет еще одну проблему: использование угля непроектных марок приводит к преждевременному износу энергетического оборудования, повышает риски аварийности.

В последние годы энергетикам достаточно сложно было предугадать свои топливные затраты, что сказывалось на доходности. На Дальнем Востоке в основном используется уголь, цены на который не регулируются государством, обращает внимание начальник управления развития конкурентного ценообразования ассоциации «НП Совет рынка» Алексей Губер.

Действительно, продолжает Ольга Арутюнова, еще несколько лет назад наблюдалась ситуация, когда энерготарифы для Дальнего Востока были установлены на сравнительно низком уровне, при этом увеличивалась стоимость угольной продукции, формирующаяся на рыночных принципах. «Цены росли в 2023-2024 годах, из-за чего накапливались выпадающие доходы в первую очередь у «РусГидро» – самого крупного владельца генерации на Дальнем Востоке. Приходилось каким-то образом их закрывать: брали кредиты, кредиты были дорогие», – констатировала чиновник.

В этой связи напрашивается идея целесообразности государственного реагирования. По мнению директора ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерия Дзюбенко, уголь ничем не отличается от любых других видов отправки массовой продукции на экспорт, будь то, к примеру, минеральные удобрения или зерно, на вывоз которых правительством предусмотрены квоты с целью стабилизации цен на внутреннем рынке. Если ввести механизм квотирования в отношении поставок энергетического угля, выставив определенные условия ценообразования для внутреннего энергорынка, это, как представляется, может повлиять в положительную сторону, считает эксперт.

Вместе с тем жесткий подход – не лучшее решение, убеждена Ольга Арутюнова, поскольку угольная отрасль сейчас находится в тяжелом экономическом положении. И на стоимость логистики влияют определенные факторы. В частности, важно учитывать планы по развитию железнодорожной инфраструктуры Восточного полигона, что так или иначе будет отражаться в тарифах.

«РЖД говорят нам, что нужно расширять пропускную способность. Это тоже капитальные затраты. И транспорт, и добыча – это все ложится на плечи энергетиков и отражается в цене на электроэнергию», – говорит представитель Минэнерго.

И все же, резюмирует она, необходимо на всех этапах изучить возможности оптимизации, которая должна повлиять на стоимость вырабатываемой энергии.