Иркутск
Улан-Удэ

Благовещенск
Чита
Якутск

Биробиджан
Владивосток
Хабаровск

Магадан
Южно-Сахалинск

Анадырь
Петропавловск-
Камчатский
Москва

Схема теряет станции

Одна ГЭС, новые ТЭЦ в Артеме и Хабаровске, ЛЭП для экспорта в Китай с несуществующих объектов генерации – такова обновленная схема развития энергетики на Дальнем Востоке

Как минимум два амбициозных экспортных проекта – Ургальская и Олонь-Шибирская ТЭС – не упомянуты в новом правительственном документе

Схема теряет станции
Правительство РФ обновило схему территориального планирования в области энергетики. Соответствующее распоряжение №1634-р еще 1 августа подписал премьер Дмитрий Медведев, но на сайте российского кабмина его вывесили лишь на этой неделе. Больших сенсаций в документе нет. Редакция Eastrussia просто зафиксирует его основные пункты.

Обновленная схема, разработанная Минэнерго РФ на основе данных от участников рынка, заменит Схему территориального планирования РФ в области энергетики, утвержденную распоряжением Правительства от 11 ноября 2013 года №2084-р. Схема – ключевой документ госпланирования в энергетике, однако включенные в нее сведения об объектах не являются обязательными. Инвесторы смогут менять характеристики или полностью отказываться от реализации проектов. Тем не менее, схема дает некое представление о возможном будущем отрасли. Пока что, в соответствии с документом, до 2030 года в России запланирован рост мощностей атомных станций на 12 ГВт, ГЭС – на 9 ГВт, а тепловой генерации – аж на 81 ГВт.


Без атома и ветра, но немного воды

Обновленная Схема, как и прежний документ, не содержит проектов в сфере ядерной энергетики, имеющих отношение к Дальнему Востоку. Да и в соседней Сибири по-прежнему планируется построить только одну АЭС – на площадке Сибирского химического комбината в ЗАТО Северск. В прежней Схеме было запланировано строительство станции мощностью 2,4 ГВт в составе двух блоков ВВЭР-1200 (для замены мощностей полностью остановленной в 2008 году Сибирской АЭС) и покрытия дефицита энергобаланса Томской области. Новая редакция документа предусматривает строительство только одного реактора – БРЕСТ-300 до 2025 года, его установленная мощность – всего 300 МВт.

На Дальнем Востоке до сих пор действует одна АЭС – Билибинская, обеспечивающая тепловой и электроэнергией изолированный Чаун-Билибинский узел на Чукотке. Ее мощность – всего 48 МВт, но она уже давно не работает при полной нагрузке. В начале этого года полпред президента в ДФО и вице-премьер РФ Юрий Трутнев заявил, что станция будет выведена из эксплуатации в 2019 году. Первый блок будет окончательно остановлен в декабре 2018 года, остальные три блока – в декабре 2021 года, сообщила в апреле группа по связям с общественностью станции со ссылкой на директора АЭС Константина Холопова. До сих пор планировалось, что на смену станции придет первая в мире плавучая АЭС (ПАТЭС) мощностью 70 МВт. Ее пришвартуют в Певеке и, как заявлялось весной, начнут вводить в строй уже в этом году.

Однако в обновленной Схеме этот объект не упоминается; зато прописано строительство в Билибино «энергетического центра» мощностью не менее 20 МВт на базе тепловой генерации. Его основные задачи – замещение выбывающих мощностей атомной станции, а также «повышение надежности энергоснабжения потребителей Чаун-Билибинского энергоузла». При таком развитии событий можно будет вывести из эксплуатации и устаревшую Чаунскую ТЭЦ.

В целом, по сравнению со схемой от 2013 года, объемы вводов АЭС по стране сократились вдвое. Кроме того, в новой Схеме не оказалось и проектов в сфере ВИЭ, запланированных к реализации на Дальнем Востоке. В прежнем документе упоминался ветропарк у мыса Поворотный в Приморье; в обновленном документе ветряных станций на Дальнем Востоке не упомянуто вообще. И в целом прогноз по вводам ветряной генерации, по сравнению со Схемой 2013 года, по всей России снижен на полтора гигаватта – до 4,5 ГВт.

Перечень запланированных к постройке ГЭС также обновился. Из него ушли уже запущенные Богучанская и Нижне-Бурейская станции (ввод первых гидроагрегатов на ней намечен на конец этого года). Но остались две станции Мокского гидроузла в Бурятии, а также Нижне-Зейская ГЭС в Амурской области, которая может стать контррегулятором действующей Зейской станции. Все эти станции пока существуют лишь в теории. ПАО «РусГидро» эти проекты не комментирует. Из Якутских ГЭС в Схеме осталась Светлинская станция (90 МВт), и добавилась Канкунская (1 ГВт), необходимая для «устранения потенциального дефицита электроэнергии в Южно-Якутском энергорайоне». Оба объекта запланированы к вводу уже в 2020 году.


Тепловая генерация

Наиболее длинный список, естественно, составляют тепловые стройки. Четыре объекта, которые реализует «РусГидро» года совместно с РАО «Энергетические системы Востока» в соответствии с Указом Президента РФ о развитии энергетики ДФО и на целевые 50 млрд рублей из госбюджета, – из перечня, естественно, никуда не делись. Исключая лишь вторую очередь Благовещенской ТЭЦ – она была запущена в декабре 2015 года.

В рамках этого проекта, стоившего 8,2 млрд рублей, на станции был построен пятый котел, и установлена четвертая паровая турбина с генератором. 10 декабря прошлого года пылеугольный котел успешно прошел первый пуск на жидком топливе (мазуте), а котлоагрегат в растопочном режиме с установленной 30% тепловой нагрузкой непрерывно отработал в течение 45 часов. Тогда же было получено положительное заключение от Ростехнадзора на постановку под напряжение ОРУ 110 кВ. И 25 декабря новый энергоблок выдал в единую электросеть первый ток, а турбогенератор был синхронизирован с энергосистемой. Вторая очередь увеличила установленную электрическую мощность Благовещенской ТЭЦ на 120 МВт, а тепловую – на 188 Гкал/ч. Станция получила резерв мощности, а Благовещенск – возможности для развития: своего часа дождались 10 многоквартирных комплексов на 14 тыс. квартир, детские сады, теплицы, мастерские и магазины, а также новые торговые центры.

Ввод 120 МВт на ТЭЦ в Советской Гавани (Хабаровский край), в прежней Схеме планировавшийся в 2014 году, в новом документе прописан на год текущий. Как известно, новая ТЭЦ необходима для снабжения потребителей Совгаванского района и объектов инфраструктуры морских портов, а также для замещения неэффективного оборудования Майской ГРЭС. Которая давно и безнадежно устарела. Общая сметная стоимость строительства, согласно заключению Главгосэкпертизы, составляет 18,591 млрд рублей. В июле стройку инспектировал губернатор Хабаровского края Вячеслав Шпорт. Ему доложили, что все идет по графику: продолжается монтаж трех котлов, возведение главного корпуса, устройство фундаментов под две 63-мегаваттные турбины, строительство комплекса топливоподачи, прокладка технологических трубопроводов и т.д. Первый этап схемы выдачи электрической мощности также уже завершен, второй - стартовал. 

Два других проекта также движутся. Так, первую очередь Сахалинской ГРЭС-2 в Томаринском районе полуострова строят для замещения выбывающих мощностей действующей станции и для «обеспечения нормативного резерва мощности». Примечательно, что хотя ГРЭС-2 строится на берегу Татарского пролива, водозабор у нее будет подземный – в отличие от действующей Сахалинской ГРЭС, которая использует для охлаждения морскую воду. По данным «РусГидро», на стройплощадке в июле возвели 150-метровую дымовую трубу, предназначенную для отвода газов от двух котлов (такая высота позволит снизить нагрузку на окружающую среду). Стройка должна финишировать в 2017 году.

Четвертый объект – первая очередь Якутской ГРЭС-2, которая заместит выбывающие мощности действующей ГРЭС и создаст дополнительный резерв в центральном энергоузле Якутии. Ввести в эксплуатацию этот сложный объект, который будет работать на местном газе, должны уже в этом году. Но в конце июля «РусГидро» выражало обеспокоенность динамикой работ генподрядчика: отставание от графика строительства превышает 4 месяца, что создает риск переноса срока ввода объекта на первое полугодие 2017 года.

Что касается других тепловых проектов, то их список не сильно изменился по сравнению со Схемой-2013. Из сахалинского списка «выпали» Томаринская ТЭС (200 МВт к 2020 году) и проект расширения мощности Ногликской ТЭС (с 48 до 121,6 МВт к 2020 году). В обновленной Схеме не нашлось место и для Ургальской ТЭС в Хабаровском крае, которую вместе с Ерковецкой станцией в Приамурье (она в Схеме осталась) «Интер РАО» рассчитывало возвести под экспорт в Китай. В целом же список энергостроек в Хабаровском крае вообще существенно сократился – и при этом в нем нашлось место для Хабаровской ТЭЦ-4 мощностью 370 МВт, необходимой для замещения выбывающей ТЭЦ-1 в краевой столице. Как сообщила корреспонденту РИА «Восток-Медиа» представитель департамента общественных коммуникаций «РАО ЭС Востока» Анастасия Рубцова, «работы по проектированию новой станции были начаты в 2015 году, проектирование включено в инвестиционную программу компании и ведется за счет ее собственных средств. Сейчас работы находятся на стадии выбора основных технических решений. Предпроектные работы прошли технологический и ценовой аудит». По словам Рубцовой, проектирование ведет московский институт «Теплоэлектропроект». На официальном сайте правительства Хабаровского края заявлено, что ввод ТЭЦ-4 позволит «перевести Хабаровскую ТЭЦ-1 в режим водогрейной котельной». Срок ввода — до 2019 года.

Новый объект в Схеме добавился и в Приморье – Артемовская ТЭЦ-2, необходимая для снабжения промышленных и прочих потребителей Артема. Ее планируется построить в три очереди, первую – мощностью 670 МВт – завершить к 2022 году. В целом же практически все тепловые стройки, прописанные в Схеме, направлены на решение локальных и давних проблем дальневосточной энергетики – резервы, надежность, новые мощности и т.п.


Сетевое строительство

Планы по строительству или модернизации энергетической инфраструктуры так или иначе синхронизированы с проектами в сфере генерации. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке в этих перечнях преобладают подстанции и линии электропередач, необходимые для снабжения электроэнергией объектов трубопроводной системы ВСТО и крупных проектов (например, Тарыннахского горнообогатительного комбината, «Комплексного развития Южной Якутии»), запланированных к разработке крупных месторождений («Сухой Лог» в Иркутской области) и выдачи мощности с новых ГЭС и ТЭС. Еще несколько линий и подстанций будут построены для того, чтобы сильнее связать ОЭС Востока с ОЭС Сибири.

Некоторые проекты призваны решить сугубо локальные задачи. Например, два автотрансформатора 220/110 кВ на ПС 500 кВ «Дальневосточная» в Черниговском районе Приморского края к 2020 году помогут снять сетевые ограничения в краевой энергосистеме. А такая же подстанция в Билибино на Чукотке, но напряжением 220 кВ, к 2020 году обеспечит надежное электроснабжение горнодобывающих предприятий Билибинского района.

Несколько крупных ЛЭП запланировано проложить в ближайшие годы по Приморью – для повышения надежности электроснабжения промышленных и бытовых потребителей. 415-километровая ЛЭП 220 кВ «Мильково – Усть-Камчатск» с этого года должна будет обеспечивать потребности в электроэнергии изолированных энергоузлов Камчатки. А 377 км линии «Оротукан – Палатка – Центральная» соединят Магадан с Ягоднинским районом Колымы, и обеспечат выдачу мощности строящейся Усть-Среднеканской ГЭС в южную часть Магаданской области.

В перечень новых ЛЭП попали 137-километровая линия 220 кВ Кекура – Песчанка в том же Билибинской районе со сроком ввода в 2019 году (необходима для подключения к централизованному электроснабжению Баимского ГОКа). Две других линии упоминались еще в прежней Схеме. Это ЛЭП 110 кВ «Анадырская ТЭЦ – Угольные Копи – Канчалан – Валунистое» длиной 230 км, которая к 2020 году должна обеспечить объединение энергоузлов Чукотского автономного округа в единую энергосистему. А также 320-километровая линии 110 кВ Анадырь – Беринговский, призванная также к 2020 году соединить Анадырский и Беринговский районы Чукотки, обеспечить энергоснабжение Верхнее-Телекайского месторождения и Беринговского угольного бассейна.


Сетевой задел для экспорта

Судьба же ряда новых ЛЭП, очевидно, под большим вопросом – из-за того, что нужны они будут только для выдачи мощностей новых объектов генерации. Например, 100 км линии для передачи постоянного тока от Ерковецкой ТЭС до приграничного с китайской стороны Шеньяна будут нужны только в случае строительства самой станции. А ее перспективы, как и судьба аналогичных проектов (Ургальской ТЭС в Хабаровском крае, Олонь-Шибирской станции в Бурятии, а также Хараноской ТЭС-2 и Татауровской ТЭС в Забайкалье), целиком и полностью зависят от того, договорится ли российский холдинг «Интер РАО» по цене с Китаем или не договорится. Строительство всех этих станций, включенных еще в утвержденную в 2010 году Генсхему размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, должно было начаться в 2012 году. Но с тех пор постоянно откладывалось. В апреле текущего года глава «Интер РАО» Борис Ковальчук отвечал журналистам, что компанию не устраивает цена, по которой Китай готов покупать энергию с Ерковецкой ТЭС. А сам проект оценивался при этом в 20 млрд долларов.

Сейчас экспорт в Китай идет с Дальнего Востока. Его динамика не радует: в первом полугодии сокращение составило 17,7%, до 1,21 млрд кВт/часов. Восточная энергетическая компания (ВЭК, «дочка» «Интер РАО») объяснила это общим снижением потребления энергии в КНР. При этом цена на дальневосточную энергию, зафиксированная в долгосрочном контракте с 2009 года, китайцев явно должна устраивать (по некоторым данным, стоимость киловатта составляет всего 1,5 рубля за киловатт-час). Но угольная генерация будет стоить дороже, чем поставки излишков с Зейской и Бурейской ГЭС. Все это и предопределяет подвисшую судьбу проектов ТЭС в Забайкалье и Амурской области.

Примечательно, что в обновленной схеме не упоминается не только Ургальская, но и Олонь-Шибирская ТЭС в Забайкалье, в то время как необходимые для выдачи мощностей этих станций именно в Китай ЛЭП и подстанции в списках остались. В Федеральной сетевой компании такие несоответствия в списках объяснили просто: попадание объекта в Схему позволяет компании вести в отношении него разработку разрешительной документации. Так что, очевидно, под сетевую инфраструктуру решено оставить больший задел, чем под генерацию.

Неудивительно, что ряд новых линий запланирован для экспорта в Китай. Так, 280 км ВЛ 500 кВ от Бурейской ГЭС до подстанции «Амурская №2» до 2020 года должны будут повысить надежность выдачи мощности Бурейской ГЭС и «обеспечение экспорта электроэнергии в Китай». Стоит оговориться, что в текущем году ожидается утверждение обновленной Генеральной схемы размещения объектов энергетики. И прописанные в обновленной Схеме территориального планирования в области энергетики объекты могут в ней в итоге и не оказаться.