Генеральный директор Филиала Системного оператора Единой энергетической системы ОДУ Востока подводит итоги уходящего года и рассказывает порталу EastRussia.ru о ключевых, уже произошедших или планируемых, событиях в электроэнергетике Дальнего Востока: масштабных переменах для технологически изолированных энергосистем, шагах на пути к запуску конкурентного рынка во второй неценовой зоне, а также о перспективах объединения энергосистем Востока и Сибири.

«Главная задача – обеспечение устойчивой работы энергосистемы» 29.10.2020 10:20

Системный оператор Единой энергетической системы (АО «СО ЕЭС») – специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в ЕЭС России. Специалисты компании решают множество сложных и ответственных задач: прогнозирование потребления электроэнергии и мощности, планирование электроэнергетического режима, круглосуточное управление энергообъектами, участие в перспективном развитии энергосистемы. Об обеспечении устойчивого функционирования энергосистемы в любых условиях EastRussia рассказал генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) Виталий Сунгуров.

- Виталий Леонидович, в прошлом году вы уже рассказывали об исторических событиях в Якутии – присоединении большей части энергосистемы региона к Объединенной энергосистеме Востока. В этом году Республика Саха вновь звучала в новостных лентах. Расскажите, пожалуйста, с чем это связано теперь?

- Новости 2020 года прямо проистекают из прошлогодних событий, когда к Единой энергосистеме страны были подключены Центральный и Западный энергорайоны энергосистемы Республики Саха. В состав Якутской энергосистемы входят Западный, Центральный, и Южно-Якутский энергорайоны, а также зона децентрализованного энергоснабжения. Западный и Центральный энергорайоны, охватывающие территорию 19 улусов, районов и муниципальных округов Якутии с административным центром республики городом Якутском, вошли в состав ЕЭС России с включением на параллельную работу с ОЭС Востока в январе 2019 года. Управление электроэнергетическим режимом энергорайонов принял созданный с этой целью Филиал АО «СО ЕЭС» Якутское РДУ. Ранее энергорайоны работали изолированно друг от друга и от ОЭС Востока, а функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на их территории выполняло ПАО «Якутскэнерго».

При этом Южно-Якутский энергорайон, расположенный на территории Нерюнгринского и Алданского районов Якутии – единственный из якутских энергорайонов, находившийся в составе ОЭС Востока еще с 1980 года, с 2007 года управлялся Филиалом Системного оператора Амурское РДУ.

Таким образом, в 2019 году два из трех работающих параллельно энергорайонов Республики Саха управлялись из диспетчерского центра Системного оператора в Якутске, а один – из Благовещенска. Ничего критичного для надежной работы ОЭС Востока в этом положении дел не было, однако перевод всех энергорайонов Якутии «под крыло» одного РДУ – Якутского – стало логичным шагом к оптимизации структуры оперативно-диспетчерского управления в регионе. 1 сентября 2020 года мы это осуществили: Якутское РДУ приняло от Амурского РДУ функции оперативно-диспетчерского управления электроэнергетическим режимом Южно-Якутского энергорайона Якутской энергосистемы. С этого момента управление режимом работы всей энергосистемы Республики Саха стало осуществляться из диспетчерского центра Системного оператора в городе Якутске.

- Как долго велась подготовка к этому событию?

- Можно сказать, что подготовка к расширению операционной зоны Якутского РДУ началась практически сразу после приема им функций управления Центральным и Западным энергорайонами. Подготовка выполнялась с поэтапным принятием функций информационного ведения, диспетчерского ведения и, на завершающей стадии, – функций оперативно-диспетчерского управления на территории Южно-Якутского энергорайона в полном объеме. Системным оператором выполнен комплекс организационно-технических мероприятий, предусматривающий подготовку инфраструктуры диспетчерского центра к расширению операционной зоны, актуализацию инструктивной и технологической документации, дополнительную подготовку и государственную аттестацию персонала. Было налажено тесное взаимодействие персонала Якутского РДУ с субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии на принимаемой территории, а также обеспечен перевод диспетчерских каналов связи и каналов телеметрической информации напрямую с объектов в диспетчерский центр. Готовность Якутского РДУ к приему функций управления электроэнергетическим режимом всей энергосистемой Республики Саха была проверена и подтверждена в августе этого года специально созданной комиссией Системного оператора.

- Что это дает потребителю электрической энергии?

- На первый взгляд, произошедшее событие относится к «внутренней кухне» компании. Но это только на первый, так как в энергетике, как в едином организме, все взаимосвязано. Управление электроэнергетическим режимом региональной энергосистемы из одного диспетчерского центра позволяет оптимизировать все основные деловые процессы Системного оператора по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы. В первую очередь, это процессы, связанные с формированием фактических и прогнозных балансов электроэнергии и мощности и формированием заданий по настройке противоаварийной автоматики, планированием ремонтной кампании субъектов электроэнергетики, предотвращением и ликвидацией аварий в энергосистеме – все это имеет самое прямое отношение к стабильному функционированию как энергосистемы в целом, так и отдельных субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии.

Также АО «СО ЕЭС» взаимодействует с региональными органами исполнительной власти, в том числе по вопросам обеспечения перспективного развития электроэнергетики региона, с региональным штабом по обеспечению безопасности электроснабжения, с МЧС России и Ростехнадзором. Приведение операционной зоны Якутского РДУ к границам территории Республики Саха сразу повышает эффективность взаимодействия, так как логика организации оперативно-диспетчерского управления энергосистемой теперь соответствует логике организации государственного и муниципального управления и обеспечения безопасности региона.

- С марта темой номер один для СМИ остается пандемия COVID-19. Как она отразилась на работе ОДУ Востока?

- Системный оператор – федеральная компания, поэтому особой разницы в мерах, принятых на Дальнем Востоке или, к примеру, на Урале или на северо-западе страны, не было. Сразу после объявления пандемии и первых шагов российских властей по предотвращению распространения коронавируса Системный оператор перевел подавляющее большинство своих работников на удаленный режим, полностью сохранив все деловые процессы, а значит и уровень управляемости и надежности функционирования Единой энергетической системы.

В нашей компании невозможно перевести на удаленный режим абсолютно всех сотрудников. На рабочих местах остались те, чье непосредственное присутствие в диспетчерских центрах является важным условием непрерывности процесса управления энергосистемой. Это, в первую очередь, посменно работающие диспетчеры и оперативные специалисты по обслуживанию IT- и инженерной инфраструктуры, ряд других категорий сотрудников, которые не могут выполнять свои обязанности в дистанционном формате. Количество персонала в диспетчерском центре ОДУ Востока и региональных диспетчерских управлениях было доведено до минимально допустимого для обеспечения устойчивого функционирования ОЭС Востока.

В самих же диспетчерских центрах был введен комплекс противоэпидемических мероприятий: термометрия, масочный режим, обеззараживание воздуха и контактных поверхностей, санитайзеры, рассадка персонала по отдельным кабинетам, разделенный по времени прием пищи в обеденный перерыв, обеспечение транспортных условий, чтобы сменный персонал не пользовался общественным транспортом. Доступ посетителей, и в обычных условиях ограниченный из-за режимного статуса наших объектов, стал еще строже, но теперь уже по противоэпидемическим соображениям.

В июле-августе, когда эпидемия пошла на спад, мы начали очень постепенно и с сохранением мер предосторожности возвращать людей в офисы, однако с приходом так называемой второй волны вновь вернули большую часть персонала на удаленную работу.

- Сказались ли как-нибудь введенные меры на управлении режимами энергосистемы?

- Оперативно-диспетчерское управление электрическими режимами ОЭС Востока, функции планирования, реализации диспетчерских заявок, планирования ремонтов осуществлялись нашими филиалами в полной мере и в штатном режиме. Никаких сбоев в управлении энергосистемой не было допущено.

- Как же вообще удалось в короткие сроки перевести организацию с таким сложным функционалом на «удаленку»?

- Нам помогло то, что Системный оператор относится к числу наиболее высокотехнологичных компаний российского ТЭК. У нас имелись необходимые IT-ресурсы, заранее отработанные технологии, масштабируемые решения по организации дистанционной работы, и, конечно, высококвалифицированные специалисты. Все это позволило в сжатые сроки обеспечить массовый переход на «удаленку» при сохранении работоспособности всех подразделений и с соблюдением требований информационной безопасности.

На наш взгляд, пандемия наглядно продемонстрировала безальтернативность ускоренной цифровой трансформации. Да, совершенствование инструментов управления, развитие IT-инфраструктуры, внедрение цифровых технологий и современного оборудования требуют значительных усилий, но только они позволяют обеспечить высокий технический уровень готовности к устойчивой работе практически при самом неблагоприятном сценарии.

- Отразилась ли пандемия на энергопотреблении?

- В целом по стране реакция со стороны потребителей оказалась ожидаемой – Системный оператор зафиксировал существенное снижение потребления электроэнергии на фоне ограничительных мер, напрямую затронувших экономику. Однако конкретные цифры по регионам были разными. Сильнее всего – до 10% – потребление упало в Объединенной энергосистеме Средней Волги и энергосистеме Московского региона. А наименьшее влияние пандемия оказала здесь, на Дальнем Востоке. Можно сказать, что в ОЭС Востока снизились лишь темпы роста потребления, а само потребление по-прежнему росло. Например, крупнейшие промышленные потребители региона – предприятия «Транснефти» и РЖД – во втором квартале, когда действовали наиболее жесткие ограничительные меры, по оперативным данным увеличили потребление электроэнергии на 32,6% и 5,4% соответственно. А 17 и 30 июля даже были установлены новые летние исторические максимумы потребления мощности в энергосистемах Амурской области и Хабаровского края и ЕАО.

Вместе с тем в августе впервые за долгое время в ОЭС Востока было отмечено снижение потребления электрической энергии – на 1,5% по сравнению с аналогичным периодом 2019 года. Однако уже в сентябре потребление на 0,5% превысило показатель сентября прошлого года. В целом же по итогам трех кварталов 2020 года потребление электрической энергии в ОЭС Востока выросло на 2,3%, причем рост отмечается во всех региональных энергосистемах, и важную роль тут сыграли предприятия промышленности и транспорта.

Вместе с тем стоит сказать, что с начала октября стали заметны тенденции на дальнейшее сокращение прироста потребления электрической энергии.

- Как идет в этом сложном году развитие ОЭС Востока?

- Совсем недавно состоялось долгожданное для Хабаровского края событие – ПАО «РусГидро» ввело в промышленную эксплуатацию новую ТЭЦ в городе Советская Гавань. Эта станция заменит выбывающие мощности устаревшей, изношенной и неэкономичной Майской ГРЭС, обеспечив условия для дальнейшего развития Советско-Гаванского промышленно-транспортного узла.

В эту большую работу внесли свой вклад ОДУ Востока и Хабаровское РДУ. Специалисты этих филиалов участвовали в подготовке и согласовании технического задания на проектирование, рассмотрении и согласовании проектной документации, согласовании технических условий на технологическое присоединение энергообъектов к электрическим сетям и проверке их выполнения, в разработке комплексных программ опробования напряжением и ввода оборудования в работу.

И это не формальные согласования, а тщательная проверка соответствия нового оборудования технологическим требованиям для его надежной работы в составе энергосистемы. Такое согласование гарантирует, что вводимый энергообъект и его отдельные компоненты не нарушат надежность и эффективность работы ОЭС Востока. Кроме этого специалисты филиалов Системного оператора выполнили расчеты электроэнергетических режимов в энергосистеме и токов короткого замыкания в сети, определили новые параметры настройки устройств релейной защиты и автоматики, установленных на энергообъектах, протестировали телеметрические системы сбора и передачи информации в диспетчерские центры. Это уже работа по «подстройке» энергосистемы к новым условиям – к тому, что в ней появится новый крупный источник генерации.

После ввода в этом году Совгаванской ТЭЦ и в прошлом году второй очереди ЛЭП 220 кВ Комсомольская – Селехино – Ванино, теперь можно констатировать, что существовавшие много лет серьезные риски нарушения электроснабжения потребителей Советско-Гаванского узла свелись практически к нулю.

Необходимо отметить и продолжающуюся цифровизацию дальневосточной энергетики. Системный оператор уже несколько лет поэтапно внедряет автоматизированную систему производства переключений во всех своих филиалах, что позволяет организовывать автоматизированное дистанционное управление оборудованием объектов электроэнергетики. Совместно с компанией «Россети ФСК ЕЭС» успешно реализуются все новые проекты автоматизированного дистанционного управления электросетевыми объектами.

- О каких объектах идет речь?

- Один из недавних примеров – подстанция 220 кВ «Аэропорт» в Приморском крае. Это – основной центр питания аэрохаба Владивостока. Диспетчеры Приморского РДУ получили возможность автоматизированного дистанционного управления коммутационными аппаратами 220 кВ подстанции, что позволило повысить надежность работы и качество управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Приморского края за счет сокращения времени производства оперативных переключений, снижения риска ошибочных действий диспетчерского и оперативного персонала, увеличения скорости реализации управляющих воздействий по изменению топологии электрической сети. Подобных объектов в ОЭС Востока уже более десяти, а в перспективе – гораздо больше.

- Иными словами, пандемия не стала препятствием развитию?

- Какие-то процессы она, конечно, тормозит. Однако в целом намеченные энергокомпаниями планы реализуются; строятся и вводятся новые объекты: электрические станции, подстанции, линии, совершенствуются автоматика и связь. Специфика энергетики состоит в том, что без нее невозможны ни функционирование экономики, ни тем более развитие. А это означает, что работы нам предстоит много. И мы будем ее выполнять в любых условиях, ведь главная задача Системного оператора – обеспечение устойчивого функционирования энергосистемы.

Справка:

Филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» управляет режимами четырех энергосистем ОЭС Востока, расположенных на территории пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также Республики Саха (Якутия).

Операционная зона ОДУ Востока охватывает субъекты федерации с площадью 4457,4 тыс. кв. км, в городах и населенных пунктах, расположенных на этой территории, проживают 5,164 млн человек. Объединенную энергосистему Востока образуют 27 электростанций, электрические подстанции класса напряжения 110-500 кВ общей мощностью 38,8 тыс. МВА и линии электропередачи 110-500 кВ общей протяженностью 33 081 км. Суммарная установленная мощность электростанций ОЭС Востока, по данным на 1 октября 2020 года, составляет 11 114 МВт.

Читать полностью

100 лет оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике России 29.12.2021 03:44

Генеральный директор Филиала АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Востока» (ОДУ Востока) Виталий Сунгуров рассказал EastRussia каким был путь оперативно-диспетчерского управления и что ждет его в будущем.

– Виталий Леонидович, какие события были взяты за точку отсчета, какой момент считается рождением оперативно-диспетчерского управления?

– К 1920-м годам в западной части страны начался процесс объединения электрических станций друг с другом, поскольку это давало более стабильное электроснабжение, возможность взаимного резервирования станций, позволяло экономить топливо. По сравнению с нынешними масштабами каждая такая энергосистема уместилась бы в самый маленький из современных энергорайонов, но существовать без диспетчеризации она уже не могла. Так в электроэнергетике появилось диспетчерское управление как отдельная технологическая функция. Управление объединенных государственных электростанций Московского района Главэлектро ВСНХ 17 декабря 1921 года утвердило «Положение о мерах для координирования параллельной работы электрических станций, входящих в состав Московского районного объединения» и «Календарь распределения нагрузки электростанций». Эти документы и стали отправной точкой создания отечественной системы оперативно-диспетчерского управления в российской электроэнергетике.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Впереди лежал долгий путь становления?

– Почти такой же, как и у российской энергетики в целом. Оперативно-диспетчерское управление – такая же часть отрасли, как генерация или сети. Это своего рода центральная нервная система электроэнергетического комплекса страны, и без нее было бы просто невозможно функционирование все увеличивающегося числа энергообъектов как единого механизма.

Вновь обратимся к истории. К середине 1930-х началось объединение друг с другом уже не отдельных станций, а энергосистем. Их в стране насчитывалось уже 18. Первыми в октябре 1937 года объединились Ивановская и Горьковская энергосистемы. В суровом военном 1942 году было образовано первое в Российской Федерации объединенное диспетчерское управление – ОДУ Урала.

Работы по восстановлению разрушенного энергетического хозяйства расширялись по мере освобождения оккупированных территорий. Постановлением ГКО № 9795 от 5 августа 1945 года принимается решение об организации Объединенного диспетчерского управления энергосистем Центра. К 1946 году в стране действовали уже три диспетчерских центра объединенных энергосистем – Центра, Урала и Юга. Однако все ОЭС работали изолированно друг от друга. На повестке дня стояла задача их объединения.

– Решение этой задачи и позволило в итоге создать Единую энергосистему?

– Создание Единой энергетической системы страны началось в 1956 году с ввода в эксплуатацию воздушной линии 400 кВ Куйбышев – Москва, соединившей ОЭС Средней Волги и Центра. Уже через год Объединенное диспетчерское управление Главцентрэнерго – ОДУ Центра было преобразовано в ОДУ ЕЭС Европейской части СССР. Операционная зона его была расширена до всей европейской части страны. К существовавшей структуре «ОДУ – диспетчер энергосистем – оперативный персонал энергообъектов», добавился орган вышестоящего уровня диспетчерского управления – ОДУ ЕЭС, из которого впоследствии выросло Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР. Ныне это Исполнительный аппарат АО «СО ЕЭС», в составе которого работает Главный диспетчерский центр ЕЭС России.

В 1959 году было основано ОДУ Сибири, в 1960 – ОДУ Средней Волги. В 1961 году появилось ОДУ Северо-Запада, сначала с центром в Риге, а с 1992 года – в Санкт-Петербурге.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Когда централизация электроэнергетики пришла на Восток?

– В 1968 было создано наше ОДУ Востока. Как видно, оно практически вдвое моложе системы оперативно-диспетчерского управления. До этого времени в Забайкалье и на Дальнем Востоке, которые вошли в операционную зону ОДУ Востока, шло развитие энергетических и промышленных центров, но расстояния между ними и природные условия такие, что предпосылки для создания объединенной энергосистемы появились только к самому концу 1960-х. Первая межсистемная связь заработала в 1970 году между энергосистемами Хабаровского края и Амурской области.

В 1969 году началось создание Центрального диспетчерского управления Единой энергетической системы Советского Союза – ЦДУ ЕЭС СССР. Впервые в мире было организовано трехуровневое централизованное диспетчерское управление: ЦДУ ЕЭС – ОДУ ОЭС – диспетчерские центры региональных энергосистем. Такая вертикаль позволяла обеспечить надежное управление электроэнергетическими режимами Единой энергосистемы.

Формирование Единой энергосистемы Советского Союза путем присоединения объединенных энергосистем в основном завершилось к 1978 году, когда в состав ЕЭС вошла ОЭС Сибири. Создание Единой энергосистемы позволило более рационально использовать генерирующие мощности страны и эффективно управлять энергетическими потоками.

ОЭС Востока хотя и имеет электрические связи с ЕЭС России еще с конца 1970-х и считается ее частью – второй синхронной зоной, но и в наши дни по технологическим причинам функционирует изолированно, впрочем, ее синхронная работа со всей Единой энергосистемой – вопрос уже недалекой перспективы.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Как при этом менялась техническая база диспетчерских центров?

– Надо представлять, что изначально количество объектов диспетчеризации и перетоки электроэнергии и мощности были в десятки раз меньше, чем сейчас. К примеру, в крупнейшей в 1942 году Объединенной энергосистеме Урала в 1942 году установленная мощность электростанций составляла 1300 МВт – это в 8,5 раз меньше, чем сейчас в ОЭС Востока – наименее мощной из всех семи нынешних объединенных энергосистем в составе ЕЭС России. Совокупная длина высоковольтных линий электропередачи составляла 2354 км – в 14 раз меньше сегодняшней общей длины линий 110–500 кВ на Востоке.

Диспетчерские пункты того времени были оборудованы только приборами контроля перетоков активной мощности и уровней напряжения, контроля частоты электрического тока и коммутаторами телефонной связи. Все расчеты выполнялись вручную, для расчета электрических режимов применялась модель сетей переменного тока, стол постоянного тока и логарифмическая линейка. Строго говоря, практически так же было оснащено и рабочее место диспетчера ОДУ Востока даже в 1970 году. Но долго такое положение сохраняться не могло.

Все возрастающая сложность эксплуатации энергетического объединения требовала более современных мощных вычислительных средств. С 1960-х годов началось оснащение сначала ОДУ ЕЭС, а потом и остальных диспетчерских центров цифровой вычислительной техникой: оперативно-диспетчерское управление одним из первых в стране стало использовать в своей работе электронно-вычислительные машины. Велись работы по созданию автоматизированных систем диспетчерского управления ОЭС и ЕЭС на базе современных систем сбора, обработки и отображения информации, получила развитие система единой сети связи, телемеханики и передачи данных, совершенствовалась система противоаварийного управления на базе ЭВМ и микропроцессорных средств сбора информации.

1970-е годы ознаменовались реформированием системы оперативно-диспетчерского управления. Все Объединенные диспетчерские управления были переданы в подчинение новой структуре – ЦДУ ЕЭС СССР. Тогда же начал формироваться оперативно-информационный комплекс, остающийся по сей день основным вычислительным комплексом оперативно-диспетчерского управления. Конечно, за это время он пережил несколько модификаций и модернизаций.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Что стало со сложившейся системой оперативно-диспетчерского управления с распадом СССР?

– В 1990-х система оперативно-диспетчерского управления в своих принципах и основах осталась неизменной, но претерпела большие организационные преобразования вслед за всей электроэнергетикой. Было учреждено РАО «ЕЭС России». ЦДУ ЕЭС преобразовано в дочернюю компанию РАО, ОДУ – в его филиалы, диспетчерские службы региональных энергосистем стали частью АО-энерго. Иерархия ЦДУ—ОДУ—региональные диспетчерские службы не распалась, но каждый из ее уровней оказался в разном административном подчинении. Принцип технологического единоначалия в оперативном управлении сохранился, но организационная основа единой трехуровневой системы фактически была разрушена со всеми вытекающими последствиями: отсутствием единой технологической политики, унифицированных деловых процессов, системы подготовки персонала.

Новая реформа энергетики пришлась уже на 2000-е годы, и тогда все это было восстановлено на новом уровне развития – в составе государственной компании Системный оператор Единой энергетической системы, с который вошли все три уровня диспетчеризации.

Системный оператор создан 17 июня 2002 года – самым первым из компаний, появившихся в ходе реформы. Это было необходимо сделать, так как реформирование отрасли с разделением на генерирующие объекты и сети было невозможно без единой, монолитной и стабильно работающей системы технологического управления. Электроэнергетика – это процессы непрерывного цикла, и допустить, чтобы на них хоть как-то повлияли административные решения, было немыслимо.

Нижний уровень структуры оперативно-диспетчерского управления – региональные диспетчерские управления – во многих операционных зонах были созданы заново. У нас на Дальнем Востоке ими стали Амурское, Приморское и Хабаровское РДУ. К 2008 году организация сети филиалов Системного оператора была в целом завершена.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

Появление Системного оператора привело к коренной модернизации технологической и ИТ-инфраструктуры оперативно-диспетчерского управления. Сейчас все технологические процессы по управлению режимом работы энергосистем осуществляются по единым стандартам, на унифицированном программном обеспечении, чего ранее никогда не было. Это позволяет достичь высокой эффективности и надежности управления энергосистемой. И действительно, время работы ЕЭС России с отклонением от нормальной частоты 50 Герц за весь почти 20-летний период существования Системного оператора стремится к нулю. Мнемонические мозаичные диспетчерские щиты уступили место «видеостенам» – видеопроекционным щитам, обеспечивающим больший объем, точность и оперативность информации о состоянии объектов электроэнергетики. К слову, сейчас щиты уже выполнены на ЖК-панелях. Диспетчерская связь была организована на основе волоконно-оптических линий, обеспечивающих более высокую скорость и надежность передачи данных. Диспетчерские центры стали размещаться в отдельных зданиях, оборудованных по высоким стандартам, с системами гарантированного электроснабжения, физической безопасности и другими средствами – на случай чрезвычайных ситуаций.

– В следующем году Системному оператору исполнится уже 20 лет. Что можно отметить из наиболее значимого для оперативно-диспетчерского управления за последнее десятилетие?

– 2010-е годы ознаменовалось интеграцией в ЕЭС России энергосистем Республики Крым и двух энергорайонов Республики Саха (Якутия), вошедших в состав ОЭС Востока. В частности, благодаря этому у нас на Дальнем Востоке появилось четвертое РДУ – Якутское.

Была проделана большая работа по обновлению нормативной базы отрасли, включающая в себя разработку и принятие «Правил технологического функционирования электроэнергетических систем». Системный оператор в тесном сотрудничестве с крупнейшими участниками отрасли реализовал целый ряд проектов сфере цифровизации – дистанционное управление оборудованием энергообъектов, внедрение мониторинга запасов устойчивости энергосистем, развитие центральных систем противоаварийной автоматики третьего поколения и многих других.

Ко второму десятилетию XXI века оперативно-диспетчерское управление подошло с накопленным за столетие уникальным опытом решения ключевых общеотраслевых задач, а Системный оператор стал системообразующей компанией отрасли и двигателем происходящих в российской энергетике масштабных изменений.

^{Источник –}^{https://www.so-ups.ru/100/}

– Каким был для ОДУ Востока уходящий 2021-й год, каким видится следующий?

– Можно сказать, что 2021 года прошел для ОДУ Востока под флагом дальнейшего последовательного совершенствования системы оперативно-диспетчерского управления и повышения эффективности управления электрическими режимами ОЭС Востока. Эпохальных громких событий, подобных присоединению Центрального и Западного энергорайонов энергосистемы Якутии, не было. Но вместе с тем непрерывно велась и продолжается работа, на первый взгляд малозаметная внешне.

Совершенствуются технологии выбора состава включенного генерирующего оборудования для повышения экономичности генерации и система мониторинга запасов устойчивости для максимального использования пропускной способности существующей электрической сети без снижения требуемых параметров надежности энергосистемы. Выполнена большая научно-исследовательская работа по экспериментальному определению фактических статических характеристик нагрузки по напряжению для потребителей Южно-Якутского района электроэнергетической системы Республики Саха, и полученные данные уже учтены в расчетных моделях ОЭС Востока. Увеличено число контролируемых сечений – так на нашем «диспетчерском языке» принято называть совокупность линий электропередачи и других элементов сети, перетоки активной мощности по которым контролируются и регулируются для обеспечения устойчивости энергосистемы и допустимых режимов работы линий электропередачи и оборудования. Были проведены расчеты и определены режимные условия для ввода в работу новых генерирующих и электросетевых объектов, в частности, Свободненской ТЭС, новых линий электропередачи 220 кВ, подстанций 220 кВ Налдинская, Строительная и других.

Совместно с «Россетями» продолжается реализация проектов дистанционного управления. Благодаря этому персонал диспетчерских центров имеет возможность управления оборудованием объектов электроэнергетики с использованием автоматизированной системы производства переключений, что позволяет 5–10 раз сократить длительность производства оперативных переключений по сравнению с их выполнением по командам диспетчерского персонала. Это значит, что аварии могут ликвидироваться быстрее, меньше времени тратится на вывод и ввод в работу оборудования, отчего режимы работы энергосистемы становятся более оптимальными и экономичными. Например, в 2021 году первые управляемые дистанционно подстанции появились в Амурской области и Якутии, также новые проекты были реализованы в Хабаровском и Приморском краях. В настоящее время завершается работа по переводу на дистанционное управление первого на Дальнем Востоке объекта класса напряжения 500 кВ – подстанции Лозовая в Приморье.

И уже сейчас понятно, что в следующем году нам тоже скучать не придется – энергетика Дальнего Востока стремительно развивается, продолжается реализация крупных проектов, связанных с освоением месторождений и развитием транспортной магистральной инфраструктуры. Буквально в декабре пришли новости о том, что Президент России поручил правительству утвердить планы по строительству электросетей для объединения ОЭС Востока и ОЭС Сибири к июлю следующего года. Новая страница оперативно-диспетчерского управления пишется у нас на глазах.

СПРАВКА

Филиал АО «СО ЕЭС» ОДУ Востока управляет режимами четырех энергосистем Объединенной энергосистемы Востока, расположенных на территории пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского краев, Еврейской автономной области, а также Республики Саха (Якутия).

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: электроэнергетика Дальнего Востока 26.08.2022 05:00

Реализация крупных проектов в сфере энергетики связана с масштабными промышленными объектами, в том числе в горнодобывающей отрасли. При этом в «Росатоме» выступают за более широкое использование атомной энергетики, в первую очередь в Арктической зоне, что тем не менее вызывает разногласия. Список подлежащих модернизации объектов электроэнергетики на Дальнем Востоке может быть расширен, но сроки проведения работ увеличиваются.

Дочерняя компания госкорпорации «Росатом» - АО «Чукотатомэнерго» (резидент Арктической зоны РФ) рассчитывает в течение десяти лет инвестировать более 150 млрд рублей в строительство модернизированных плавучих энергоблоков для Баимского горно-обогатительного комбината в Чукотском АО. Минвостокразвития оценивает потребность предприятия в четыре таких блока. Запуск первых двух планируется в первом квартале 2027 г., запуск третьего блока – в первом квартале 2028 г., четвертого блока – в середине 2031 г.

Кроме того, в июне Минвостокразвития и «Росатом» подписали соглашение о сотрудничестве и договорились об условиях концессионного соглашения для создания атомной станции малой мощности (АСММ) с реакторной установкой РИТМ-200Н в Якутии, в поселке Усть-Куйга (Усть-Янский район). Станция будет снабжать электроэнергией месторождение золота Кючус ПАО «Селигдар». Строительство будет осуществляться в рамках программы «Дальневосточная концессия». По проекту было получено положительное заключение государственной экологической экспертизы, и завершились инженерные изыскания, ведется работа по оформлению земельных участков. Ввести станцию в промышленную эксплуатацию предполагается в 2028 г.

Сборка Ритм-200
^{фото: Алексей Башкиров, «Страна Росатом»}

В целом «Росатом» предлагает расширить использование АСММ, создав в Арктической зоне РФ (на Дальнем Востоке - в Якутии и Чукотском АО) девять кластеров по добыче золота, серебра, меди, свинца и цинка. В регионах предлагается проводить геологоразведочные работы за счет средств федерального бюджета (на сумму 40 млрд рублей), а использование АСММ или плавучих атомных теплоэлектростанций (ПАТЭС) сделать условием. Тем не менее экологи обеспокоены тем, что на АСММ будет установлен новый тип реактора РИТМ-200Н (изначально реакторы РИТМ-200 являются ледокольными), что делает станции экспериментальным проектом и повышает риски.

По-прежнему не определен полностью проект покрытия энергодефицита в Иркутской области. В июле правительственная комиссия по энергетике рекомендовала назначить «Интер РАО» единственным строителем новой ТЭС на севере региона, в том числе для энергоснабжения расширенных участков БАМа и Транссиба. Изначально проект строительства станции планировалось выбрать на открытом конкурсе по наименьшей цене, но в Минэнерго рекомендовали отказаться от проведения конкурса, определив в качестве исполнителя «Интер РАО».

Проект «Интер РАО» предполагает строительство двух энергоблоков на газовых турбинах. Проектом предусмотрены три варианта – создание станции мощностью 480 МВт на турбинах модели 6F.03 (производство ООО «Русские газовые турбины»^{^[1]} - СП «Интер РАО» и General Electric), станции мощностью 460 МВт на турбинах ГТЭ-170 (производства АО «Силовые машины») и станции на 460 МВт на турбинах MGT-70 (производство иранской компании Mapna). Запуск намечен на июль 2028 г. Вложения в строительство планируется окупить с помощью обязательных платежей потребителей в стране.

Ротор газовой турбины 6F.03
^{фото: «Русские газовые турбины»}

Пока не определено точное местоположение будущей станции. Рассматриваются Бодайбинский или Мамско-Чуйский районы Иркутской области, Мирнинский район Якутии или Муйский район Бурятии. Проектом предусмотрены также строительство резервного топливного хозяйства и двух магистральных газопроводов.

Напомним, что на строительство новой генерации в Иркутской области прежде претендовали En+ с проектом Тельмамской ГЭС, «Росатом» с проектом малой АЭС на девяти установках РИТМ-200Н (общей мощностью 495 МВт) и компания «Т Плюс» с проектом ТЭС на газовых турбинах ГТЭ-170 «Силовых машин» (или же на паровых турбинах производства «Уральского турбинного завода»). Для реализации проекта En+ потребовалось бы до десяти лет. Ввод в эксплуатацию АЭС мог произойти в 2030-33 гг. Однако весной 2022 г. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) проводил конкурс проектов новой ТЭС, на котором «Интер РАО» стало единственным участником с ценой выше рыночных аналогов. Затем компания отозвала заявку после возникновения проблем с поставкой турбин General Electric, и конкурс в итоге был объявлен не состоявшимся.

Пока точная стоимость строительства электростанции не указывается. Прежде в «Интер РАО» ее оценивали в 64,9 млрд рублей. Правительственная комиссия поручила Минэнерго разработать необходимые проекты постановлений для определения условий оплаты энергомощности новой станции. Основную нагрузку планируется возложить на потребителей, планирующих увеличить спрос в регионе – ОАО «РЖД» (максимальное потребление может вырасти до 284 МВт/ч в 2031 г.), «Полюс Сухой Лог» (252 МВт/ч к 2031 г.), «Иркутская нефтяная компания» (215 МВт/ч к 2031 г.) и «Газпром» (56,5 МВт/ч к 2031 г.).

Тем временем в «Сообществе потребителей энергии» полагают необходимым снизить доходность по проекту или отменить ее, провести публичный независимый технологический и ценовой аудит, в силу отсутствия конкурса и необходимости привлечения инвестора. Предварительно стоимость проекта оценивается в 60 млрд рублей (без НДС и без учета инфраструктуры).

При этом пока что нет ни одного идеального решения с поставками турбин. Под вопросом находится вариант реализации проекта с применением газовых турбин «Силовых машин», так как на сегодняшний день отсутствует готовое к коммерческой эксплуатации оборудование, для выполнения проекта в обозначенные сроки потребуется закончить проектирование в текущем году. Вариант с турбинами «Русских газовых турбин» зависит от наличия возможности поставить оборудование в нужном объеме и обеспечить его соответствующим сервисом, учитывая участие General Electric, перспектива которого маловероятна. Иранские турбины прежде не поставлялись в РФ, в связи с чем отсутствует опыт их установки, эксплуатации и обслуживания, повышая тем самым риски.

Продолжаются работы по подключению к сетевой инфраструктуре действующих промышленных объектов. В Амурской области ПАО «ФСК ЕЭС» в июне приступило к строительству объектов энергетической инфраструктуры для подключения к магистральным сетям Амурского ГХК «СИБУР Холдинг» (Свободненский район). Предстоит построить переключательный пункт 500 кВ «Химкомбинат» и четыре линии электропередачи общей протяженностью 12,4 км. В результате газохимический комплекс должен получить 301 МВт мощности. Также в июне в Свободном началось техническое переоснащение подстанции 220 кВ «Свободненская» мощностью 47,5 МВт.

В мае текущего года «ФСК ЕЭС» подключила к магистральным сетям электроснабжения Инаглинский ГОК (УК «Колмар») в Якутии. Объем инвестиций составил порядка 2,5 млрд рублей. В частности, построены высокоавтоматизированная подстанция 220 кВ «Налдинская» и две воздушные линии 220 кВ общей протяженностью 14 км. На открытое распределительное устройство 220 кВ были заведены заходы от действующей ЛЭП, обеспечивающей связь с Нерюнгринской ГРЭС.

Масштабным проектом в сфере электроэнергетики также является обеспечение энергетической инфраструктурой Восточного полигона «РЖД». Летом текущего года «РЖД» завершили второй этап модернизации наиболее крупной тяговой подстанции Дальневосточной железной дороги (ДВЖД) – Хабаровск-2, обеспечивающей электроснабжение грузовых поездов (в том числе сдвоенных и повышенной массы) на участке «Волочаевка – Хабаровск – Кругликово» (длиной более 100 км). На станции были завершены пуско-наладочные работы, введен в эксплуатацию второй силовой трансформатор мощностью 40 МВт с увеличенным сроком службы (30 лет).

Модернизация позволяет сократить интервал между попутно следующими поездами с 16 до 10 минут и повысить пропускную способность с 81 до 130 пар поездов по направлению к пограничным переходам и портам Приморского края. Продолжаются работы по монтажу третьего трансформатора, завершающие обновление тяговой подстанции в Хабаровске.

Также в целях увеличения объема грузоперевозок в порты Ванино и Советская Гавань в Хабаровском крае рассматривается возможность электрификации 700 км железной дороги на участках «Волочаевка II – Комсомольск-на-Амуре» и «Комсомольск-на-Амуре - Ванино – Советская Гавань». В том числе предполагается построить высоковольтную воздушную линию 220 кВ «Комсомольская – Ванино» и реконструировать линию «Селихино - Ванино».

Тяговая подстанция
^{фото: ОАО «РЖД»}

В августе ПАО «ФСК ЕЭС» приступило к модернизации закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 10 кВ магистральной подстанции 220 кВ «Дарасун» мощностью 146 МВА в Забайкалье, которая питает в том числе тяговый железнодорожный транзит (расположена вблизи городского поселения Дарасун Карымского района и железнодорожной станции Транссиба). Инвестиции в модернизацию должны составить 168 млн рублей, а завершить работы планируется в 2024 г.

В «Россетях» тем временем отмечают повышение стоимости работ по электрификации второго этапа модернизации Восточного полигона - с 200 млрд до 250 млрд рублей. Источники финансирования для данных работ еще не определены. Генеральный директор «Россетей» А.Рюмин отмечал, что «Россети» направляли заявку на получение средств из Фонда национального благосостояния, также в качестве возможных источников рассматривались дополнительный рост тарифа, внесение средств в уставной капитал или государственная субсидия.

«Россети» также попросили перенести сроки ввода трех ЛЭП по 500 кВ для Восточного полигона, входящих в Байкальский кластер – «Нижнеангарская – Усть-Кут №1» с подстанцией «Нижнеангарская», «Нижнеангарская – Усть-Кут №2» и «Нижнеангарская - Таксимо» с подстанцией «Таксимо». Президент В.Путин одобрил возможность переноса сроков на девять месяцев.

Стоимость строительства данных объектов составляет 114,8 млрд рублей. В рамках планируемого расширения провозной способности Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей до 180 млн тонн к 2024 г. «Россетям» предстоит построить 25 энергообъектов, из них к настоящему времени введены 13 объектов. План-график работ на Восточном полигоне предполагает, что первая ЛЭП будет поставлена под напряжение в сентябре 2023 г., а остальные - в сентябре 2024 г. Тем не менее сроки ввода объектов в эксплуатацию (получение заключения Ростехнадзора) отличаются – сентябрь 2024 г., декабрь 2025 г. и декабрь 2026 г. соответственно.

В «Россетях» в качестве причины переноса сроков называют санкционные ограничения, поскольку ряд производителей оборудования уведомили госхолдинг о невозможности поставки импортных комплектующих и оборудования. В частности, американская компания General Electric не будет поставлять комплектующие для выключателей 500 кВ. Между тем российское ООО НПП «Экра»^{^[2]} заявляет о задержке и невозможности изготовления вторичных систем, требующихся для подстанции «Нижнеангарская».

В июле вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев заявил о недостаточном объеме инвестиций в модернизацию энергетического комплекса ДФО, отметив высокую степень износа теплоэнергетических сетей, в первую очередь, в Якутии, Магаданской области, Приморском и Забайкальском краях.

ПАО «РусГидро» в течение ближайших десяти лет планирует направить на модернизацию теплосетей 39 млрд рублей. Ю.Трутнев в свою очередь заявляет о необходимости в пять раз большего объема финансирования для данных целей. Установленная Минэнерго система тарифообразования предполагает, что тарифы на коммунальные платежи не могут расти более чем на 4% в год, в то время как рост стоимости тонны угля в 2022 г. по сравнению с 2021 г. составил 74% (с 4,8 тыс. до 8,4 тыс. рублей). По мнению Ю.Трутнева, следует разработать механизм субсидирования для недопущения покрытия убытков за счет населения.

Тем временем правительственная комиссия по вопросам электроэнергетики рекомендовала расширить список проектов модернизации ТЭС на Дальнем Востоке, включив в него проекты расширения угольных Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) в Якутии и Партизанской ГРЭС (280 МВт) в Приморском крае ПАО «РусГидро», проекты модернизации девяти блоков Приморской ГРЭС (1,5 ГВт) «Сибирской генерирующей компании» (СГК) в Приморском крае (Лучегорск). Проекты будут окупаться за счет повышенных платежей потребителей электроэнергии в западной части РФ, на Урале и в Сибири.

Стоимость проектов пока не называлась, но в 2021 г. капитальные расходы оценивались в сумму примерно 166 млрд рублей. В соответствии с правилами оптового энергетического рынка, новые объекты могут быть добавлены в перечень программы модернизации только после технологического и ценового аудита, заключения госэкспертизы.

СГК рассчитывает запустить четыре энергоблока Приморской ГРЭС до конца 2023 г., два блока – в конце 2024 г., три блока – в конце 2025 г. Правительственной комиссией был одобрен состав работ на Приморской ГРЭС, аудит которой еще не проводился. На Нерюнгринской ГРЭС новый блок «РусГидро» намерено построить к концу 2025 г., блок Партизанской ГРЭС – к концу 2026 г. В то же время в «Сообществе потребителей энергии» настаивают на необходимости проведении независимого и публичного аудита, в целях оптимизации проектов модернизации.

Следует отметить, что «РусГидро» столкнулось с трудностями при строительстве четырех дальневосточных станций. Холдингу повторно пришлось проектировать энергоблоки на Хабаровской ТЭЦ-4, Якутской ГРЭС-2 и Артемовской ТЭЦ-2, где планировалось ставить турбины модели 6F.03 «Русских газовых турбин». Решение было принято в связи с необходимостью менять основное оборудование. На Хабаровскую ТЭЦ-4 планируется установить новую газотурбинную установку, на Артемовскую ТЭЦ-2 - парогазовую установку с использованием четырех газовых турбин мощностью до 160 МВт. Сроки запуска Хабаровской ТЭЦ-4 сдвигаются на два года, Артемовской ТЭЦ-2 - на год (для обеих станций - до 2027 г.).

На Якутской ГРЭС-2 предполагается поставить паросиловую установку (ПСУ) с двумя паровыми турбинами по 80 МВт. Ее ввод сместится на два года - до конца 2027 г. Также предполагается отложить запуск Владивостокской ТЭЦ-2 на ПСУ - один блок должен быть введен в 2023 г., второй блок - в 2025 г., третий - в 2027 г.

Владивостокская ТЭЦ-2
^{фото: «РусГидро»}

В «РусГидро» все же рассматривали вариант приобретения иранских газовых турбин, учитывая, что турбины российского производства менее мощные, а заводы по их производству уже загружены. Технология ПСУ считается устаревшей, но ее использование для ТЭЦ, имеющих критическое значение для энергоснабжения регионов, оправдывается требованиями обеспечивать безопасность энергоснабжения.

Следует отметить, что в Минэкономразвития планируют ввести новую методику оценки эффективности субсидирования тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке^{^[3]} - она будет основана на показателях ста наиболее крупных компаний каждого субъекта ДФО, таких как динамика инвестиций компаний, количество сотрудников и объем потребления электроэнергии. Не будут учитываться такие показатели, как динамика валового регионального продукта (ВРП) и индекс промышленного производства.

На сегодняшний день разницу между экономически обоснованным и фактическим тарифами покрывает оптовый энергорынок (западная часть страны, Сибирь, Урал) через специальную надбавку на энергомощность. За четыре последних года выплаты оптового рынка превысили 142,7 млрд рублей, в 2022 г. потребителям на оптовом рынке предстоит заплатить еще 33,6 млрд рублей. Свернуть действие данного механизма предполагается к 2028 г.

Новую методику не одобряют промышленные потребители, полагая, что она измеряет степень привлекательности льготного тарифа, но не его экономическую отдачу. В частности, показатель прироста занятости расценивается как избыточный, так как он противоречит планам инвестировать в эффективные технологии и автоматизацию производства. В Минэкономразвития объясняют выбор показателей предположением о том, что определенные эффекты от механизма снижения цен рассматриваются заинтересованными ведомствами в качестве более приоритетных.

В то же время в «Совете рынка» (регулятор энергорынков) рассматривают ВРП и индекс промышленного производства как слишком обобщенные показатели, тогда как механизм снижения цен не влияет на всех дальневосточных потребителей и не оказывает существенного влияния на динамику данных показателей в регионах с небольшой субсидией (Забайкальский край, Бурятия). В регуляторе полагают, что оценка эффективности более целесообразна для самых энергоемких предприятий в изолированных районах, поскольку для них снижение цен имеет наибольшую инвестиционную привлекательность. В «Совете рынка» называют важными факторами повышение энергоэффективности производства, изменение технологий и продуктовой линейки предприятий, а также конъюнктуру рынка сбыта.

Тем временем наиболее крупный участник энергетического рынка Дальнего Востока – «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК) консолидирует активы. В июле текущего года в ее состав вошли Благовещенская ТЭЦ мощностью 404 МВт (Амурская область) и ТЭЦ в Советской Гавани^{^[4]} мощностью 126 МВт (Хабаровский край, введена в эксплуатацию в 2020 г. для замещения мощности Майской ГРЭС). Ранее они эксплуатировались ДГК в рамках договоров аренды и эксплуатации с «РусГидро» (принадлежали дочернему обществу холдинга – АО «РАО Энергетические системы Востока»). В феврале текущего года в состав ДГК вошла также ТЭЦ «Восточная» в Приморском крае.

Что касается внедрения зеленой энергетики, то ПАО «РусГидро» запустило в июне в Верхоянске гибридный энергокомплекс мощностью 3,7 МВт, который включает дизельную электростанцию, солнечную генерацию и системы аккумулирования энергии. В рамках соглашения между «РусГидро» и правительством Якутии предполагается реализовать в регионе шесть пилотных проектов по модернизации дизельной генерации с использованием солнечной энергетики. Первым реализованным проектом является введенный в сентябре прошлого года энергокомплекс в Табалахе Верхоянского района. Строительство четырех станций в Момском районе планируется завершить до конца текущего года.

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

^[1] Завод в Ярославской области. До 2019 г. «Интер РАО» принадлежало 25% предприятия, «Объединенной двигателестроительной корпорации» «Ростеха» - 25%, 50% было у GE. Весной 2019 г. «Интер РАО» приобрело акции ОДК, увеличив долю в «Русских газовых турбинах» до 50%. У GE остались 49%, у «Интер РАО» при этом есть опцион на выкуп остальных акций.

^[2] Специализируется на производстве релейной защиты и автоматики. Базируется в Чебоксарах, подконтрольна Н.Дони, А.Наумову и О.Саевичу.

^[3] Механизм снижения цен был запущен в 2017 г.

^[4] Крупнейший источник энергии для Советско-Гаванского промышленно-транспортного узла.

Читать полностью

Люди

Виталий Сунгуров: «В конечном итоге выиграют все» 30.12.2022 05:00

– Виталий Леонидович, как бы Вы охарактеризовали минувший год в целом? Как шла работа, было ли всё по плану?

– Год был насыщенным и плодотворным. Практически все наши планы выполнены. Это и подготовка к сосредоточению в Системном операторе всех функций по перспективному развитию электроэнергетики, а также к принятию функций оперативно-диспетчерского управления в изолированных энергосистемах, и выполнение режимных мероприятий для реализации ремонтных программ субъектов электроэнергетики региона, и непрерывное оперативно-диспетчерское управление «большой» энергетикой Дальнего Востока.

– Какие события Вы отметили бы особо? Почему?

– Одним из ключевых событий минувшего года стало принятие Федерального закона № 174-ФЗ «О внесении изменений в Федеральный закон «Об электроэнергетике» и отдельные законодательные акты Российской Федерации». Этот документ законодательно закрепляет изменения в системе перспективного планирования в отрасли, а также создает правовую основу для обеспечения централизованного оперативно-диспетчерского управления изолированными энергосистемами. Согласно ему, с 1 января 2024 года Системный оператор будет обеспечивать единоличное оперативно-диспетчерское управление не только в ЕЭС России, но и в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах – Чукотского автономного округа, Камчатского края, Магаданской и Сахалинской областей, Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Первые четыре из них расположены в Дальневосточном федеральном округе.

Мы уже начали подготовку к принятию и обеспечению дальнейшей непрерывности выполнения функций оперативно-диспетчерского управления в них. Между АО «СО ЕЭС» и ПАО «РусГидро», чьи дочерние общества сейчас управляют изолированными энергосистемами, подписано Соглашение о взаимодействии при расширении зоны диспетчерской ответственности АО «СО ЕЭС» на территории технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем Дальневосточного округа. Этот документ, заключенный на переходный период до передачи Системному оператору функций по оперативно-диспетчерскому управлению ТИТЭС, определяет порядок взаимодействия с подконтрольными обществами ПАО «РусГидро» — ПАО «Камчатскэнерго», ПАО «Магаданэнерго», ПАО «Сахалинэнерго» и АО «Чукотэнерго». Кроме того, утверждена Концепция осуществления и развития оперативно-диспетчерского управления в этих энергосистемах.

– Почему перевод технологически изолированных энергосистем Дальнего Востока на единое оперативно-диспетчерское управление Системным оператором – это так важно? Что еще для этого нужно?

Энергосистемы Камчатки, Чукотки, Магадана и Сахалина в силу географических особенностей не связаны с Единой энергосистемой России – то есть технологически изолированы. Но это не значит, что них плохое управление, энергосистемы до сих пор нормально работали и будут работать. В чем же смысл преобразований? В том, что государство должно обеспечить единство экономического пространства Российской Федерации. А энергетика, как мы знаем, – основа экономики. Поэтому логичным выглядит решение, что теперь в масштабах всей энергетики должны применяться единые принципы планирования и управления работой энергосистем – вне зависимости от их географического положения. Наработанная и проверенная годами практика Системного оператора такова, что компания везде, где присутствует, работает по единым стандартам, по принятым государством обязательным требованиям, по унифицированным технологиям. В Москве и на Камчатке, в Сочи и на Сахалине должны применяться единые, принятые в ЕЭС России, стандарты работы энергокомплекса. Это позволит добиться равного уровня энергетической обеспеченности регионов, а значит, создаст новые возможности для социально-экономического развития, обеспечит повышение уровня жизни в этих регионах. Учитывая суровые климатические условия и удаленность от центра изолированных энергорайонов, это особенно важно. Кроме того, приход Системного оператора придаст импульс внедрению инновационных технологий, уже опробованных в Единой энергосистеме.

Нам нужно сделать так, чтобы потребитель электрической энергии не почувствовал этот переход. И для того, чтобы завершить его, и завершить безболезненно для потребителей, мы подписали совместные приказы с дочерними обществами ПАО «РусГидро» – АО-энерго, которыми утвердили планы мероприятий по подготовке и поэтапной передаче Системному оператору функций оперативно-диспетчерского управления от этих компаний, а также соглашения, которые определяют порядок технологического и информационного взаимодействия филиалов Системного оператора (ОДУ Востока и Хабаровского РДУ) с АО-энерго в переходный период. Эти документы также будут действовать до момента передачи Системному оператору функций оперативно-диспетчерского управления на этих территориях. Системный оператор будет участвовать в деловых процессах АО-энерго по планированию и управлению электроэнергетическими режимами, разработке и реализации мероприятий по их перспективному развитию и технологическому присоединению к электрическим сетям, а также повышению надежности функционирования входящих в их состав энергообъектов. И, конечно, предусмотрено взаимодействие по вопросам подготовки, повышения и поддержания квалификации как персонала Хабаровского РДУ, так и персонала АО-энерго. Пока что все идет по плану, и я уверен, что установленные государством сроки передачи Системному оператору новых функций будут выдержаны.

– В августе на территории пяти субъектов ДФО отмечались максимальные уровни потребления мощности – чем это было вызвано и каков объём энергопотребления в регионах Дальнего Востока в целом? О чём говорят эти показатели?

– Летом 2022 года в ОЭС Востока зафиксированы длительные периоды повышенных относительно среднемноголетних значений температур, что сказалось на росте электропотребления. Кроме температурного фактора на рост потребления оказала влияние работа крупных промышленных предприятий: рост нагрузки объектов ВСТО, РЖД, предприятий угольной и золотодобывающей промышленности.

Объем электропотребления в регионах Дальнего Востока в целом (кроме Забайкальского края и Бурятии, относящих к операционной зоне ОДУ Сибири) за 11 месяцев вырос на 3,6 % (или на 1,7 млрд кВт·ч.) и составил 46,3 млрд. По энергосистемам, входящим в ОЭС Востока, величина прироста составила 1,5 млрд кВт·ч. (или 3,9 %). Величина прироста существенно выше среднероссийских показателей за этот период (1,6 %), что говорит об увеличении темпов развития региона.

– Во время VII Восточного экономического форума Председатель Правления АО «СО ЕЭС» Федор Опадчий анонсировал запуск аналога балансирующего рынка на Дальнем Востоке - пока без конкурентного ценообразования, но который должен стать одной из ступеней перехода к модели конкурентного энергорынка на Дальнем Востоке. Случился ли этот запуск, в чем суть и необходимость перехода?

– Да, внутрисуточный расчет диспетчерского графика был запущен 1 октября этого года. Проводятся ежесуточные расчеты уточненного диспетчерского графика, пока только два раза в сутки. С 1 апреля 2023 года будет осуществлен переход на круглосуточные расчеты с 4-часовыми интервалами (6 раз в сутки). Эта технология – полный аналог расчетов планов балансирующего рынка, применяющихся в ценовых зонах оптового рынка электроэнергии и мощности с 2005 года. Необходимость перехода связана как раз с подготовкой к запуску конкурентного энергорынка на Дальнем Востоке, так как балансирующий рынок является частью оптового рынка. Внутрисуточные расчеты позволяют осуществлять более точный оперативный учет изменений схемно-режимных условий работы ОЭС Востока, связанных как с отключениями сетевого или генерирующего оборудования, так и с отклонениями перетоков в КНР или потребления крупными потребителями.

– В ноябре состоялись натурные испытания по переносу точки деления электрической сети 220 кВ Транссибирской железнодорожной магистрали. Могли бы вы понятным нашим читателям языком объяснить, в чём необходимость, сложность этого мероприятия?

– Межсистемная электропередача 220 кВ Чита – Сковородино, питающая тяговые подстанции Забайкальской железной дороги, является единственной электрической связью между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Ее пропускная способность недостаточна для обеспечения длительной устойчивой параллельной синхронной работы двух энергосистем, поэтому она постоянно находится в разомкнутом состоянии с точкой деления сети на одной из подстанций. При этом для обеспечения нормальной работы электросетевой инфраструктуры Транссиба, проведения ремонтов энергообъектов, а также для перераспределения нагрузки при возникновении дефицита мощности в ОЭС Востока или ОЭС Сибири периодически осуществляется перенос точки деления с одной подстанции на другую. Раньше для этого мы отключали целый отрезок сети между этими подстанциями с соответствующим прекращением электроснабжения объектов РЖД и других потребителей на период до одного часа, что приводило, в том числе, к остановке движения электропоездов по Транссибу.

В этом году мы опробовали и начали применять новый порядок переноса точки раздела – с кратковременной параллельной работой ОЭС Востока и ОЭС Сибири. Таким образом, ремонты ЛЭП и оборудования, предотвращение и ликвидация нарушений нормального режима работы энергосистемы, связанные с переносом точки раздела, выполняются теперь без погашения потребителей в операционных зонах ОДУ Востока и ОДУ Сибири.

Сложности на сегодняшний день нет. После замены ОАО «РЖД» части оборудования на ПС 220 кВ Ерофей Павлович/т мы провели в ноябре натурные испытания по переносу точки деления. С момента проведения испытаний мы уже четыре раза переносили точку деления сети без погашения потребителей.

– Помимо того, что это важно для бесперебойного энергоснабжения Транссиба, можно ли назвать это событие значимым шагом на пути к объединению энергосистем Сибири и Востока? Когда можно ждать этого объединения? Что оно принесёт, кто и в чём выиграет?

С точки зрения наработки технологий и опыта, да, безусловно. Однако для объединения энергосистем, запланированного в горизонте 2028 года, в дополнение к уже принятым решениям в рамках плана ускоренной модернизации БАМа и Транссиба нужно построить еще две ЛЭП 220 кВ, установить дополнительные устройства противоаварийной автоматики, перенастроить действующие устройства РЗА. После этого параллельная синхронная работа ОЭС Сибири и ОЭС Востока сможет осуществляться постоянно по семи ЛЭП 220 кВ. А для того, чтобы усилить электрические связи между ОЭС Сибири и ОЭС Востока и передавать между энергообъединениями больше электроэнергии и мощности, после 2028 года потребуется сооружение еще трех ЛЭП 500 кВ: ВЛ 500 кВ Таксимо – Чара, ВЛ 500 кВ Тында – Чара и ВЛ 500 кВ Даурия – Тында.

Положительные эффекты от объединения ОЭС Сибири и ОЭС Востока, при условии, что мы сможем обеспечить достаточную величину обмена мощностью, заключаются в том, что это позволит сократить в этой части ЕЭС России общую потребность в генерируемой мощности, в том числе за счет разницы часовых поясов. Более эффективное использование пропускной способности межсистемных связей также снизит потребности в резервной мощности электростанций. Кроме того, это позволит запустить на территории ОЭС Востока действующие в ценовых зонах рыночные механизмы. Немаловажный результат объединения энергосистем – повышение надежности и качества электроснабжения потребителей, прежде всего тяговых транзитов БАМа и Транссиба. В конечном итоге должны выиграть все: и потребители, и Системный оператор, и ПАО «Россети», и РЖД.

– Неизбежный для 2022 года вопрос – как сказались (если сказались) санкции недружественных стран в отношении России? Были ли трудности с приобретением оборудования, программного обеспечения? Пришлось ли корректировать планы, «сдвигать вправо» реализацию каких-то проектов?

Да, санкции сказались. Из-за ухода с рынка поставщиков телекоммуникационного оборудования и вычислительной техники практически все текущие проекты по созданию, модернизации или расширению систем диспетчерского и технологического управления были так или иначе затронуты – в основном сдвинуты на более поздние сроки. Энергокомпаниям приходится вносить корректировки в свои проекты, переходить на доступные на рынке решения, что повышает затраты. Отдельно стоит сказать об информационной безопасности. Сейчас – в постоянно меняющихся условиях – она ужесточается. Требования к программно-техническим средствам защиты постоянно меняются, что также несколько удорожает реализацию проектов.

– Чего вы ждёте от 2023 года?

– Несмотря на все сложности, я с уверенностью смотрю в будущее. Думаю, что следующий год будет еще интереснее в плане задач, поставленных перед нами, ведь энергетика развивается и не стоит на месте. А коллективу ОДУ Востока любые задачи по плечу.

Читать полностью

Люди

Виталий Сунгуров: «В конечном итоге выиграют все» 30.12.2022 05:00

– Виталий Леонидович, как бы Вы охарактеризовали минувший год в целом? Как шла работа, было ли всё по плану?

– Какие события Вы отметили бы особо? Почему?

– Чего вы ждёте от 2023 года?

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: аналитический обзор электроэнергетики ДФО — осень 2024 04.10.2024 01:00

На фоне растущего энергодефицита и высокой изношенности энергетической инфраструктуры на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири планируется строительство новых энергомощностей. При этом готовится переход регионов ДФО в ценовую зону оптового энергорынка. В ряде субъектов Дальнего Востока отмечается сокращение выработки электроэнергии, также рекордно снизились экспортные поставки электроэнергии в Китай.

Ценовые зоны

По индексу производства электроэнергии на Дальнем Востоке и в Байкальском регионе в январе-июле текущего года (Таблица 1) лидером оказалась Еврейская АО, продемонстрировавшая рост более, чем в два раза относительно аналогичного периода 2023 г. Далее следуют Чукотский АО (+13,8%), Хабаровский край (+12,7%) и Бурятия (+11,2%). В то же время в четырех регионах за отчетный период зафиксирована отрицательная динамика производства электроэнергии – в Забайкальском крае (снижение индекса до 89,2%), Якутии (92,3%), Приморском крае (94,4%) и Амурской области (95,8%).

Переход к рыночному ценообразованию в электроэнергетике на Дальнем Востоке перенесен на 1 января 2025 г. Соответствующий проект постановления правительства о распространении энергорынка на территориях неценовых зон, в том числе, на Дальнем Востоке, был опубликован Минэнерго в июле.

Напомним, что переход к ценовой зоне энергорынка в макрорегионе не затрагивает население – для граждан тарифы будут по-прежнему регулироваться государством. Минэнерго установило правила торговли электроэнергией и мощностью на оптовом рынке Дальнего Востока, предусмотрена оптимизация затрат на производство электроэнергии и повышение эффективности работы генерирующего оборудования. В правительстве ожидают, что энергорынок позволит строить новые генерирующие мощности для закрытия растущего спроса и предотвращения роста энергодефицита. Запуск энергорынка в ДФО неоднократно откладывался. Изначально переход был намечен на ноябрь 2023 г., затем на 1 января 2024 г., а позже был отложен на 1 июля 2024 г.

Потребление и генерация

По итогам прошлого года наибольшая доля потребления электроэнергии на Дальнем Востоке приходилась на промышленность (37%) и транспорт (19%), а население потребляло 18%. Пропорция менялась в отдельных регионах – в частности, в Забайкальском крае и Амурской области более всего электроэнергии потреблял транспорт, а в Приморском крае – население. К 2027 г. ожидается прирост энергопотребления в ДФО на уровне 34-39%. К 2029 г. суммарный энергодефицит в южной части ДФО оценивается в 2-3 ГВт.

Нерюнгринская ГРЭС. фото: пресс-служба ДГК

Тем временем в дальневосточных регионах планируется увеличивать мощность существующих станций, а также вновь обсуждаются ранее отложенные проекты по созданию новых объектов генерации. В Якутии АО «Хабаровская ремонтно-монтажная компания» (входит в ПАО «РусГидро» ) в июне начала очередной этап ремонтной кампании на Нерюнгринской ГРЭС (мощность 570 МВт) – капитальный ремонт и техническое перевооружение энергоблока №3 и котлоагрегата №3. Ранее в рамках модернизации станции с 2021 г. были проведены ремонты энергоблоков №1 и №2. Объем ремонтных работ оценивается в более чем 1 млрд рублей.

В июне начался второй этап реконструкции Владивостокской ТЭЦ-2 мощностью 497 МВт (АО «Дальневосточная генерирующая компания», «РусГидро»), предусматривающий замену турбоагрегата №2 и монтаж нового котлоагрегата №2. В целом модернизация предусматривает замену трех наиболее изношенных турбоагрегатов и монтаж трех новых котлоагрегатов взамен шести существующих.

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

В энергохолдинге также заявляют о планах строительства двух гидроэлектростанций в Амурской области (на притоках Амура) – Селемджинской и Нижне-Зейской. Мощность Нижне-Зейской ГЭС должна составить 400 МВт, со среднегодовой выработкой 2 130 млн кВт*ч, а Селемджинской ГЭС – 100 МВт и 470 млн кВт*ч.

В конце сентября стало известно, что «РусГидро» привлечет синдицированный кредит с совокупным лимитом 79 млрд рублей (на 12 лет)^{^[1]} для финансирования проекта расширения Партизанской ГРЭС в Приморском крае. Проект включает строительство двух энергоблоков общей мощностью 280 МВт. Реализация инвестпроекта осуществляется в рамках обеспечения внешнего электроснабжения тяговых подстанций второго этапа развития Восточного полигона. Ввод в эксплуатацию новых энергоблоков намечен на 2026 г. На сегодняшний день электрическая мощность Партизанской ГРЭС составляет 199,744 MВт, тепловая мощность – 160 Гкал/час.

Между тем «РусГидро» на фоне планируемого включения Дальнего Востока в ценовую зону оптового энергорынка планирует с января 2025 г. приступить к выделению из своего бизнеса электросетевых активов^{^[2]} - «Дальневосточной распределительной сетевой компании» (ДРСК) и «Якутскэнерго». В частности, объединяющее большую часть энергетики Якутии «Якутскэнерго» предполагается разделить на сетевую и генерирующую компании. В последней «РусГидро» намерено сохранить контроль.

Мощность электростанций и ГЭС «Якутскэнерго» составляет 1,14 ГВт, протяженность высоковольтных ЛЭП – 24,6 тыс. км. Выручка «Якутскэнерго» за первое полугодие 2024 г. – 16,24 млрд рублей, убыток – 1,13 млрд рублей. Электросети компании отличаются высоким износом и значительной долговой нагрузкой, уменьшающей интерес к ним со стороны инвесторов (в числе потенциальных претендентов рассматриваются «Россети», «АЛРОСА»^{^[3]}, но при этом в «РусГидро» признают отсутствие активного интереса со стороны рынка). Стоимость «Якутскэнерго» может составить 12 млрд рублей. Что касается ДРСК, то предварительно стоимость компании оценивается в 40-45 млрд рублей. Эксперты отрасли отмечают, что для компенсации затрат потенциальному инвестору будет необходимо ежегодно получать дополнительный денежный поток в 1,8 млрд рублей (при условии предельного срока окупаемости в 20 лет и ставки дисконтирования 14%), для чего потребуется изменение тарифного регулирования.

Борьба с энергодефицитом

В Приморском крае на фоне растущего энергодефицита в южной части региона реализуются проекты по обеспечению выдачи дополнительной мощности. В июле «Россети» заключили контракт со строительно-инжиниринговым ООО «Энергосеть» (входит в «Интер РАО») на строительство линии электропередачи «Приморская ГРЭС – «Варяг» в Приморье. Проект предполагается завершить до конца 2026 г. Стоимость контракта составляет 53,728 млрд рублей. Проектом предусмотрено строительство и пусконаладка высоковольтной линии «Приморская ГРЭС — «Варяг» на 500 кВ протяженностью около 475,2 км, а также реконструкция высоковольтной линии «Владивосток — «Лозовая» на 500 кВ и реконструкция высоковольтной линии «Артёмовская ТЭЦ — «Береговая-2 (Большой Камень)» на 220 кВ. Новая ЛЭП будет проходить от поселка Лучегорск, где расположена наиболее крупная тепловая электростанция ДФО, Приморская ГРЭС, до Шкотовского района, где будет построена подстанция «Варяг».

Тематическое фото. автор/источник: Lena Lir/Shutterstock

Со своей стороны, для борьбы с энергодефицитом в Восточной Сибири En+ Group рассматривает возможность строительства двух ГЭС на реке Витим в Бурятии – Мокской ГЭС мощностью 1200 МВт и ее контррегулятора Ивановской ГЭС мощностью 210 МВт. Холдинг заключил соглашение с правительством Бурятии, предполагающее подготовку дорожной карты по строительству электростанций.

Станции являлись частью проектируемого Витимского каскада ГЭС. Ранее, в 2020 г., проект Мокской ГЭС Минэнерго исключило из перечня вариантов электрификации БАМа и Транссиба, посчитав, что стоимость (120 млрд рублей) и сроки строительства (десять лет) являются слишком большими. В утвержденной распоряжением правительства РФ №215-р от 22 февраля 2008 г. «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» Мокская ГЭС и Ивановская ГЭС присутствовали со сроком возведения в 2016-20 гг. Проектные работы по данным ГЭС начались еще в 1970-х гг., в 1997 г. было разработано технико-экономическое обоснование ГЭС, но дальнейшие работы не проводились.

В целях закрытия энергодефицита на юго-востоке Сибири в августе диспетчер энергосистемы «Системный оператор» произвел отбор проектов строительства новых угольных ТЭС совокупной мощностью 780 МВт. Объекты должны быть построены к 1 июля 2029 г. Отбор энергоблоков проведен с применением механизма конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), который используется для закрытия локальных дефицитов в энергосистеме с помощью платежей оптового энергорынка. Механизм предполагает для инвестора сверхвысокую выручку от продажи мощности (доходность проектов 14% при ставке ОФЗ 8,5%), инвестиции в строительство возвращаются в течение 20 лет, при этом за задержку ввода мощностей предусмотрен штраф.

Были отобраны четыре ценовые заявки с проектами строительства энергоблоков на Харанорской ГРЭС «Интер РАО» в Забайкальском крае (поселок Ясногорск, Оловяннинский район, блоки №4-5 по 230 МВт), Иркутской ТЭЦ-11 «Байкальской энергетической компании» («Иркутскэнерго», En+) в Иркутской области (Усолье-Сибирское, 230 МВт) и Улан-Удэнской ТЭЦ-2 ТГК-14 в Бурятии (Улан-Удэ, 90 МВт). Все новые энергоблоки будут паросиловыми. Предельный объем капитальных затрат по заявкам «Интер РАО» и «Байкальской энергетической компании» достигает установленного ранее максимального уровня в 591 млн рублей за 1 МВт, в заявке ТГК-14 капитальные затраты составляют 585 млн рублей за 1 МВт.

Напомним, что на предыдущем отборе проектов строительства генерации в Сибири, проведенном в марте текущего года, оставались неотобранными порядка 700 МВт мощности из-за низкого установленного уровня капитальных затрат. Учитывая итоги мартовского отбора, правительство РФ решило для летнего конкурса поднять предельный уровень капитальных затрат на 40%.

На мартовском отборе победу одержали заявки ТГК-14 на строительство блока на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 (65 МВт) стоимостью 26,3 млрд рублей и «Байкальской энергетической компании» с двумя энергоблоками на Иркутской ТЭЦ-11 (460 МВт)стоимостью 109,9 млрд рублей. Начало поставки мощности намечено на 31 декабря 2028 г. Таким образом, по итогам двух отборов на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 будет построено два энергоблока^{^[4]}, на Иркутской ТЭЦ-11 – три новых энергоблока (в дополнение к одному действующему).

Ранее «Системный оператор» прогнозировал дефицит в энергосистеме Сибири в 2024-29 гг. на уровне 1,23 ГВт в связи с расширением Восточного полигона ОАО «РЖД», развитием горнодобывающих предприятий, а также ростом количества центров по майнингу криптовалюты. По итогам прошедших отборов Байкальский регион получит 1 305 МВт новых мощностей.

Инвесторы также создают энергетическую инфраструктуру для своих новых проектов. В июле «Селигдар» начал разрабатывать проект строительства высоковольтной линии электропередач 35 кВ протяженностью 20 км к производственному комплексу «Подголечный» в Якутии (месторождение Ясная поляна, Алданский район). В настоящее время обеспечение электричеством осуществляется за счет дизельной электростанции.

ПАО «Русолово» в августе в рамках технологического перевооружения Правоурмийского производственного комплекса в Хабаровском крае приступило к строительству второй линии электропередач 6 кВ протяженностью 3 км.

В Амурской области летом «Россети» приступили к реконструкции подстанции 220 кВ «Магдагачи» в целях повышения надежности энергоснабжения тяговых подстанций Транссибирской магистрали и в целом западной части региона. Стоимость работ превышает 9,2 млрд рублей, их выполняет выигравшее конкурс московское ООО «Ленэлектромонтаж»^{^[5]}. Работы должны завершиться до конца 2028 г.

Электрификация Восточного полигона

При этом президент РФ В.Путин на полях Восточного экономического форума в сентябре назвал желаемой полную электрификацию Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей. Тем не менее паспорт третьего этапа расширения Восточного полигона «РЖД», утвержденный в апреле 2024 г., не предполагает полной электрификации магистралей. В настоящее время ведутся работы по электрификации восточных участков БАМа – «Комсомольск-на-Амуре – Ванино» (ведет к Тихому океану) и «Комсомольск – Волочаевка» (соединяет БАМ с Транссибом). Завершение работ запланировано на конец 2026 г. и 2025 г. соответственно. Стоимость работ оценивается в 220 млрд рублей.

Что касается полной электрификации, то она, по предварительным расчетам, может обойтись в 660 млрд рублей^{^[6]}, но цифра существенно увеличится, поскольку разные участки магистралей отличаются, в том числе сложностью для подвоза материалов. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) отмечает необходимость строительства новых электростанций и развития высоковольтных линий 220 кВ. Также предстоит определить источник финансирования работ по электрификации. Среди клиентов «РЖД» существуют опасения, что электрификация будет профинансирована за счет целевой надбавки к тарифу.

Тематическое фото. автор/источник: russal/Shutterstock

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

Стоит отметить, что на сегодняшний день Камчатский край является лидером в РФ по доле возобновляемых источников энергии в объеме установленной мощности и энергопотребления региона (за 2023 г.) – она составила в прошлом году 20,9%. Выработка энергии геотермальными станциями на Камчатке составляет 12,3%, а малыми гидроэлектростанциями – 7,8% (каскад Толмачевских ГЭС, Быстринская ГЭС). К 2028 г. «РусГидро» планирует расширение Мутновской ГеоЭС-1 с помощью строительства блока 16,5 МВт, на площадке Верхне-Мутновской ГеоЭС ведутся работы по бурению новых скважин. Самый большой фактический и целевой объем установленной мощности объектов ветрогенерации – в Сахалинской области. Установленная мощность ВЭС на Сахалине составляет 0,8 МВт.

Планы по атомной генерации

В сфере создания объектов атомной генерации «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 г.»^{^[7]} предусмотрено строительство и ввод в эксплуатацию на Дальнем Востоке в ближайшие двадцать лет пяти новых атомных электростанций, которые могут быть размещены в Приморском и Хабаровском краях, Якутии и Чукотском АО. В том числе на Чукотке запланировано размещение двух станций малой мощности с реакторными установками «РИТМ-200С» (городской округ Певек) и «Шельф-М» (Иультинский район). Реализация проектов должна завершиться в 2027 г. и в 2030 г. соответственно. В 2030 г. также должны завершиться работы над станцией малой мощности «РИТМ-200М» в Усть-Янском районе Якутии. В Хабаровском крае в селе Эворон (Солнечный район, железнодорожная станция на БАМе,) планируется разместить двухблочную станцию с инновационными энергоблоками типа ВВЭР мощностью 600 МВт каждый (к 2036-38 гг.). В Приморье существует проект такой же станции с двумя энергоблоками типа ВВЭР (2039-42 гг.) в Фокино.

Следует отметить, что в Билибино в Чукотском АО на минувшей неделе был запущен дизельный энергоцентр для замены выводимой из эксплуатации Билибинской АЭС. С 2025 г. энергоцентр станет основным теплоисточником для жителей Билибино. Его установленная тепловая мощность составляет 66 МВт, общая установленная электрическая мощность – 25 МВт.

Подпись Билибинская АЭС. фото: Росатом

До рекордно низких уровней в летний период упали экспортные поставки российской электроэнергии в Китай, осуществляемые из Амурской области («Интер РАО» по трем линиям – 500 кВ, 110 кВ, 220 кВ). В частности, за первое полугодие 2024 г. в КНР было поставлено около 465 млн кВт*ч электроэнергии, что на 76% меньше^{^[8]}, чем за аналогичный период 2023 г. Общий ожидаемый объем экспорта за год не превышает 1 млрд кВт*ч, что может стать самым низким показателем за время поставок. Напомним, что в 2022 г. были экспортированы рекордные 4,7 млрд кВт*ч. В 2023 г. экспорт составил 3,1 млрд кВт*ч.

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

Таблица 1. Индекс производства электроэнергии, январь-июль 2024 года, в % к соответствующему периоду предыдущего года.

Регион	Индекс
Российская Федерация	103,8
Сибирский федеральный округ	106,5
Дальневосточный федеральный округ	99,2
Еврейская авт. область	200,2
Чукотский авт. округ	113,8
Хабаровский край	112,7
Республика Бурятия	111,2
Сахалинская область	105,3
Камчатский край	104,5
Магаданская область	104,1
Амурская область	95,8
Приморский край	94,4
Республика Саха (Якутия)	92,3
Забайкальский край	89,2

[1] Информация о кредиторе не раскрывается.

[2] В РФ действует запрет на одновременное владение генерацией и электросетями, но на дальневосточные регионы, не включенные в ценовую зону оптового энергорынка, он до сих пор не распространялся.

[3] Владеет в регионе Вилюйской ГЭС-3.

[4] В 1990-е гг. станция фактически не была полностью достроена (в 1991 г. был введен в эксплуатацию первый паровой котел) и работает в режиме пиковой водогрейной котельной проектируемой ТЭЦ. Со строительством энергоблоков станция будет модернизирована до настоящей ТЭЦ.

[5] Москва, учредитель – М.Мураткин.

[6] Нуждающееся в электрификации расстояние от Таксимо в Бурятии до Комсомольска-на-Амуре в Хабаровском крае в три раза превышает протяженность уже электрифицируемых участков и составляет 2,3 тыс. км.

[7] В сентябре вынесен на общественное обсуждение «Системным оператором Единой энергетической системы РФ».

[8] В текущем году для поставок не применялся принцип take-or-pay.

Читать полностью

Экономика

Уголь, атом и вода — перспективы дальневосточной энергетики 10.09.2024 00:30

Состояние энергосистемы Дальнего Востока не отвечает сегодняшним темпам роста промышленности, что признавали многие участники Восточного экономического форума. В настоящее время идет разработка программы по развитию электроэнергетики в ДФО до 2050 года, которая должна учесть перспективный спрос на электроэнергию и мощность. При этом в энергобалансе возможны серьезные структурные изменения. В частности, «Росатом» предлагает сделать Дальний Восток новым центром развития атомной энергетики России.

Спрос догнал износ

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

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

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

Вид на башни и конструкции газоперекачивающей станции в тундре и ТЭЦ на Чукотке. автор/источник фото: Andrei Stepanov/Shutterstock

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

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

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

Источники разные нужны

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

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

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

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

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

Центральный щит управления атомной электростанции. автор/источник фото: Nordroden/Shutterstock

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

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

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

От тарифа до сумы

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

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

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

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

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

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

Протяженности линий электропередач в Якутии – около 30 тыс. км. фото: ПАО «Якутскэнерго» (входит в группу РусГидро)

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

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

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

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: отраслевой обзор ТЭК ДФО — лето 2024 26.07.2024 00:30

В рамках шельфовых проектов наблюдается восстановление добычи газа, также «Сахалин-2» все еще избегает некоторых санкционных рисков. При этом основным приобретателем СПГ проекта становится КНР. Новые крупные СПГ-проекты, тем не менее, пока находятся под вопросом, в частности планы производства в Якутии. Рост угледобычи отмечается в Якутии и на Сахалине, где недропользователи в том числе намерены инвестировать в транспортную инфраструктуру. При этом пока цены на уголь на мировом рынке являются низкими, с учетом этого введенная для отрасли надбавка к НДПИ может в ближайшее время не оказывать существенного фискального давления.

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.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: отраслевой аналитический обзор ТЭК ДФО — лето 2024 14.06.2024 00:30

На фоне проблем в угольной отрасли на Дальнем Востоке сохраняются планы по развитию ряда проектов и увеличению добычи в перспективе. В то же время логистические и внешнеторговые ограничения все же влияют на возможности экспорта. Планируется увеличение поставок углеводородов с Дальнего Востока в КНР, но не все предполагаемые объемы пока согласованы, т.к. стороны не могут преодолеть ряд противоречий.

Уголь

Ситуация в угольной отрасли на сегодняшний день осложняется падением мировых цен, из-за чего в четвертом квартале 2023 г. убытки российской угольной промышленности составили 13 млрд рублей. Для угольной отрасли угрозу также несет планируемое Минфином с 2025 г. увеличение НДПИ для угля^{^[1]}. Для энергетических и коксующихся углей предлагается установить дополнительную надбавку к ставке НДПИ в размере 10% от превышения цен в морских портах Дальнего Востока^{^[2]}. Пороговая цена для энергетического угля установлена в 100 долларов, для коксующегося – 140 долларов за тонну. Коэффициент для расчета налоговой ставки будет учитывать среднюю за налоговый период мировую цену на уголь и средний курс доллара к рублю.

При этом в ближайшее время с учетом рыночной конъюнктуры роста цен на уголь в дальневосточных портах не ожидается. В отрасли опасаются, что увеличение налоговой нагрузки приведет к продолжающемуся сокращению добычи, а также экспортных поставок и инвестиций в производство.

В целях поддержки отрасли Минэнерго во главе с бывшим кемеровским губернатором С.Цивилевым, бывшим руководителем угольной компании «Колмар», предлагает продолжать переговоры с Китаем по обнулению импортных пошлин на российский уголь. Напомним, что Китай еще в 2014 г. ввел импортные пошлины на антрацит, коксующийся и энергетический уголь в размере 3-6%^{^[3]}. Нулевой тариф на импорт угля действовал с 1 мая 2022 г. и в последний раз продлевался в марте 2023 г. до 31 декабря 2023 г. При этом для российского угля Китай является основным рынком экспорта.

В Минэнерго оценили, что по итогам 2023 г. из-за падения цен на уголь прибыль до налогообложения предприятий снизилась в 2,1 раза, до 356,7 млрд рублей, а налоговые поступления сократились на 34%, до 220 млрд рублей. При этом Минэнерго также предлагает ввести мораторий на увеличение НДПИ в период санкций против угольных компаний.

Кроме того, в правительстве РФ весной было принято решение о временной отмене экспортных пошлин на уголь с 1 мая до 31 августа текущего года. Курсовая экспортная пошлина составляла от 4% до 7%^{^[4]} в зависимости от курса рубля, а при курсе менее 80 рублей за доллар должна быть нулевой. Она была введена с 1 октября 2023 г., отменена 1 января 2024 г. и вновь введена с 1 марта 2024 г. С 2025 г. в рамках налоговой реформы предполагается полная отмена всех курсовых экспортных пошлин.

Перевозки угля на экспорт по железной дороге пока не сократились. По итогам января-марта 2024 г. через дальневосточные пограничные переходы на Дальневосточной железной дороге (ДВЖД) объем перевозки угля составил 2 715 тыс. тонн. Через пограничный переход «Гродеково – Суйфэньхэ» в Приморском крае направлено на экспорт 894 тыс. тонн угля, что в 1,9 раза больше, чем за аналогичный период 2023 г. Экспорт угля через пограничный переход «Камышовая – Хуньчунь» в Амурской области достиг 957 тыс. тонн, увеличившись почти в 1,7 раза. Через мостовой железнодорожный пограничный переход «Нижнеленинское – Тунцзян» в Еврейской АО в первом квартале года перевезено 862 тыс. тонн угля, что в 2,5 раза больше, чем за аналогичный период 2023 г.

Тематическое фото. автор/источник: paha1205/Shutterstock

Наибольший объем отгрузки угля на станциях ДВЖД обеспечили Эльгинское месторождение в Якутии (4,4 млн тонн), Ургальское месторождение в Хабаровском крае (1,6 млн тонн), а также Сыллахское (Якутия) и Огоджинское месторождения (Амурская область), с которых в совокупности погружено более 754 тыс. тонн.

На этом фоне некоторые предприятия намереваются временно сократить добычу. Так, угледобывающая компания «Колмар» с 12 марта приостановила работу двух обогатительных фабрик в Якутии и снизила загрузку третьей фабрики до 50% в связи с переизбытком угля на складах (около 1 млн тонн угля) из-за загруженности железной дороги в направлении Ванинско-Совгаванского узла, где расположен собственный порт «Колмара» АО «ВаниноТрансУголь». В апреле компания рассчитывала вывезти 573 тыс. тонн твердого топлива, но ОАО «РЖД» согласовало отгрузку только 428 тыс. тонн.

Тем не менее в 2024 г. «Колмар» рассчитывает добыть на ГОКе «Денисовский» 5,4 млн тонн (результат за 2023 г. – 4,3 млн тонн), а на ГОКе «Инаглинский» - 8,1 млн тонн (результат за 2023 г. – 7,3 млн тонн).

При этом в первом квартале 2024 г. угледобывающие предприятия Якутии все же увеличили объем добычи на 33% по сравнению с первым кварталом 2023 г., до 11,4 млн тонн. Затем в январе-апреле показатель роста составил 29%, до 15 млн тонн. В том числе за четыре месяца объем отгрузки угля на экспорт из Якутии составил 8,7 млн тонн, что на 5% больше показателя аналогичного периода прошлого года. Рост, в частности, обеспечивает добыча на Эльгинском месторождении угля («Эльгауголь»), где в 2023 г. было произведено 26 млн тонн угля (рост на 30% относительно 2022 г.).

Сокращение добычи угля тем временем уже наблюдается в Чукотском АО, где ранее фиксировался рост. По итогам января-апреля 2024 г. компания «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd) добыла на месторождении Фандюшкинское поле Беринговского каменноугольного бассейна (Анадырский район) 429,5 тыс. тонн каменного угля, на 5% сократив показатель относительно аналогичного периода 2023 г. Австралийская компания уходит из России и намерена продать угольный актив за 49 млн долларов российской компании «АПМ-Инвест» М.Бузука^{^[5]}.

Tigers Realm Coal Ltd, помимо «Берингпромугля», принадлежат ведущая геологоразведочные работы «Северо-Тихоокеанская угольная компания», «Порт Угольный» (оператор Беринговского порта) и сервисная компания «Берингпромсервис». Управлением предприятиями занимается ООО «Берингугольинвест». По итогам прошлого года объем добычи компании «Берингпромуголь» составил 1,6 млн тонн угля, увеличившись на 31% относительно 2022 г. В конце 2023 г. было получено положительное заключение Главгосэкспертизы на строительство обогатительной фабрики «Беринговская». Еще в первом квартале текущего года проект ООО «Берингпромуголь» демонстрировал положительную динамику – было добыто 348,3 тыс. тонн каменного угля, что на 4% больше, чем за аналогичный период 2023 г. Однако с апреля тренд изменился на негативный.

В регионе снижается производство и бурого угля. ОАО «Шахта Угольная» в январе-апреле обеспечило 16,6 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, что в 2,3 раза меньше, чем за аналогичный период 2023 г. Бурый уголь компания поставляет предприятиям АО «Чукотэнерго» (Анадырской ТЭЦ и Эгвекинотской ГРЭС).

Тем не менее сохраняются планы инвесторов по развитию логистической инфраструктуры для угольных проектов. ООО «АнтрацитИнвестПроект» в рамках ТОР «Амурская» рассчитывает создать логистический кластер в Тындинском муниципальном округе Амурской области для обеспечения перевозки угля с Сыллахского угольного месторождения в Якутии (Нерюнгринский район) в Амурскую область – на железнодорожную станцию Талума-Угольная Байкало-Амурской магистрали (станция в 72 км от Сыллахского разреза). Объем инвестиций в проект оценивается в более чем 300 млн рублей. Кластер объединит Сыллахский угольный разрез, обогатительную фабрику, железнодорожную станцию Талума-Угольная, расположенные в Амурской области ЛЭП, подстанцию и технологическую дорогу.

На сегодняшний день введена в эксплуатацию автодорога от станции Талума-Угольная до Сыллахского угольного разреза протяженностью 72 км, возведено три мостовых перехода, введены в эксплуатацию объекты первой очереди станции Талума-Угольная. Ввод в эксплуатацию второй и третьей очередей станции намечен на вторую половину 2024 г. Реализовать проект полностью предполагается в 2024-30 гг.

«АнтрацитИнвестПроект» продолжает горно-капитальные работы на Сыллахском разрезе (ТОР «Южная Якутия»), где уже построены объекты бытовой инфраструктуры и склады ГСМ, закуплена и доставлена основная производственная техника. Идет строительство очистных и природоохранных сооружений, систем пожарной безопасности, ведется разработка проектной документации обогатительной фабрики и энергетической инфраструктуры.

Мощность первой очереди угольного разреза должна составить 1 млн тонн угля в год. К 2025 г. на участке планируется добывать 6,5 млн тонн твердого топлива, а также к этому времени должна быть возведена обогатительная фабрика производительностью 5 млн тонн товарного угля в год. Разрабатывать месторождение планируется до 2046 г. Балансовые запасы месторождения оцениваются в 140,877 млн тонн угля.

Холдинг En+ Group намерен инвестировать 50 млрд рублей в разработку Зашуланского месторождения угля в Забайкальском крае (Красночикойский район). Объем добычи должен составит 5 млн тонн в год (к 2027 г.). Эксплуатантом месторождения выступает компания «Разрезуголь» - СП En+ Group и китайской CHN Energy. «Разрезуголь» ведет строительно-монтажные работы по объектам первой очереди. Также началось проектирование электроподстанции и линий электропередачи 110 кВ протяженностью 93 км для энергоснабжения месторождения.

Кроме того, Росприроднадзор весной одобрил проект реконструкции горно-обогатительного комбината «Чегдомын» в Хабаровском крае АО «Ургалуголь» (входит в «СУЭК»), предполагающий строительство отделения флотации. «Ургалуголь» осваивает Ургальское месторождение в пределах Буреинского угольного бассейна (разрезы «Буреинский» и «Правобережный», шахта «Северная»). На трех данных активах добывается свыше 700 тыс. тонн угля в месяц. В апреле также прошли общественные слушания по проекту «Строительство шахты «Северная» в границах участков недр «Северо-Западный Ургал» и «Поле шахты «Ургальская». На этих участках планируется добывать до 4 млн тонн угля в год.

В 2023 г. «Ургалуголь» произвел порядка 10 млн тонн. В том числе предприятие отгрузило потребителям на внутренний рынок и в рамках экспортных контрактов 7 млн тонн, что стало рекордным показателем. К 2030 г. «Ургалуголь» планирует увеличить объемы производства до 15 млн тонн угля в год. Ожидается, что в 2025 г. объем добычи на разрезе «Правобережный» достигнет 6 млн тонн в год, а мощность обогатительной фабрики «Чегдомын» составит 9 млн тонн угля в год. За январь-апрель текущего года «Ургалуголь» отгрузил на экспорт более 1,5 млн тонн угля, что на 2% больше, чем за аналогичный период 2023 г.

Что касается экспортных поставок углеводородов, то в апреле 2024 г. наблюдался рост экспорта нефти премиального сорта ВСТО из порта Козьмино в Находке (доставляется по нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан»), на 5% относительно апреля прошлого года, до рекордных 960 тыс. баррелей в сутки. Предыдущий рекорд морских поставок нефти из Козьмино был поставлен в феврале текущего года, тогда отгрузки превысили 914 тыс. баррелей в сутки^{^[6]}.

Нефть и газ

Котировки ВСТО традиционно превышают потолок цен на российскую нефть, установленный на уровне 60 долларов за баррель. В том числе в апреле покупку сырья возобновила Индия (после двухмесячного перерыва). В апреле-мае Индия приобретала 70 тыс. баррелей в сутки. В частности, в мае две танкерные партии нефти (по 100 тыс. тонн каждая) были приобретены Indian Oil Corporation (IOC), еще одна партия – индийской Reliance. Наиболее крупным покупателем нефти ВСТО остается Китай – он в среднем в текущем году импортировал 835 тыс. баррелей в сутки, что на 10% больше, чем в течение 2023 г.

Объем поставок газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири» с 1 января по 12 мая текущего года превысил показатель аналогичного периода прошлого года на 37,4%. В апреле рост поставок по сравнению с апрелем прошлого года составил 57,1%.

Все еще под вопросом остается заключение контракта с КНР по поставкам газа по планируемому газопроводу «Сила Сибири-2» (через Монголию, протяженность – 6,7 тыс. км). По предварительным данным, основным противоречием сторон является цена на газ. Китайская сторона настаивает на возможности приобретения газа по цене, аналогичной его стоимости на внутреннем российском рынке.

Помимо низкой цены, российскую сторону не устраивает намерение Китая взять обязательство покупать только небольшую часть запланированной годовой мощности трубопровода (составляющей 50 млрд куб. м газа). Потребность КНР в импорте газа к 2030 г. оценивается в 250 млрд куб. м (в 2023 г. – около 170 млрд куб. м), но Китай предпочитает диверсифицировать поставки. В частности, наиболее крупным поставщиком трубопроводного природного газа в КНР является Туркменистан (в первом квартале текущего года поставил газ на 2,4 млрд долларов)^{^[7]}. Россия находится на втором месте (в первом квартале поставлен газ на 2 млрд долларов)^{^[8]}, далее следует Мьянма (358 млн долларов)^{^[9]}.

Помимо трубопроводного газа Китай также закупает СПГ – его наиболее крупным поставщиком выступает Австралия (в 2023 г. поставлено 24,2 млн тонн). Далее следуют Катар (в 2023 г. поставлено 16,7 млн тонн), Россия (в 2023 г. было поставлено 8 млн тонн), Малайзия и Индонезия (в совокупности из двух стран в 2023 г. поставлено 11,8 млн тонн). В январе-апреле текущего года Россия поставила в Китай 2,415 млн тонн СПГ на 1,455 млрд долларов США.

Что касается проекта строительства нефтепровода параллельно «Силе Сибири-2» (мощностью до 30 млн тонн), то вице-премьер А.Новак на полях Петербургского международного экономического форума охарактеризовал проект как перспективный, но сырой, находящийся только в стадии разработки.

изображение: ПАО «Газпром»

Тем временем в апреле «Газпром» принял решение о строительстве газопровода «Белогорск – Хабаровск» протяженностью свыше 800 км, соединяющего магистральные газопроводы «Сила Сибири» и «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» (СХВ) в рамках проекта Система магистральных газопроводов «Восточная система газоснабжения» (она должна пройти через восемь районов Амурской области по левому берегу реки Зея). Общая длина трасс в рамках проекта превысит 5 тыс. км. С помощью него предполагается объединить восточные газотранспортные мощности с газовой инфраструктурой западной части РФ.

Трасса газопровода «Белогорск – Хабаровск» пройдет от Амурского ГПЗ до врезки в СХВ в районе Хабаровска. Строительные работы предполагается завершить в 2029 г. С учетом стоимости прокладки километра газопровода «Сила Сибири» в 366 млн рублей, стоимость газопровода «Белогорск – Хабаровск» может составить 293 млрд рублей. Генеральным подрядчиком выступает компания АО «Газстройпром» (49% - у «Газпрома», 25% - у Газпромбанка).

Газопровод в том числе необходим по причине дефицита газа в рамках Сахалинского кластера, не позволяющего реализовать проект по строительству третьей очереди завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Уже заключен контракт с КНР на поставку 10 млрд куб. газа в год с Дальнего Востока по СХВ, но ресурсной базой для обеспечения данного контракта изначально предполагалось Южно-Киринское месторождение на сахалинском шельфе, находящееся под санкциями США с 2016 г. Соединение газопроводов может служить резервным вариантом обеспечения законтрактованных экспортных поставок в Китай.

Между тем в рамках проекта «Сахалин-2» (Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на шельфе, оператор – ООО «Сахалинская энергия») отмечается рост производства сжиженного природного газа (СПГ), взаимосвязанный с поставками в Китай. По итогам апреля рост составил 7% по отношению к марту 2024 г., до 886 тыс. тонн. В Китай с проекта «Сахалин-2» в апреле отправлено 440 тыс. тонн СПГ, что в 3,4 раза больше, чем в марте. Объемы поставок в Японию с недавних пор уступают китайским, они снизились в апреле на 44% по сравнению с мартом, составив 319 тыс. тонн. Практически без изменений остался уровень экспорта СПГ сахалинского проекта в Республику Корея в апреле – 127 тыс. тонн.

Добыча газа в рамках «Сахалина-2» в феврале текущего года составила 1,43 млрд куб. м, увеличившись на 7% относительно февраля прошлого года. В январе-феврале добыча достигла 2,96 млрд куб. м, что на 4,8% больше, чем за аналогичный период 2023 г. В январе-апреле на проекте было добыто 5,8 млрд куб. м, что на 4,5% превысило результат в сравнении с аналогичным периодом прошлого года. По итогам апреля добыча выросла на 5%, до 1,4 млрд куб. м.

Стоит отметить, что покупателем 27,5%-ной доли компании Shell в «Сахалине-2» станет ПАО «Газпром». Цена продажи доли составит 94,8 млрд рублей. Доля перейдет ООО «Сахалинский проект» (дочернее предприятие ПАО «Газпром»^{^[10]}). Напомним, что ранее покупка доли Shell была одобрена для дочерней компании ПАО «НОВАТЭК» - ООО «НОВАТЭК Московская область», но сделка не состоялась^{^[11]}. В ООО «Сахалинская энергия» 50% уже принадлежат компании «Газпром Сахалин Холдинг». Японские Mitsui & Co., Ltd и Mitsubishi Corporation владеют 12,5% и 10% соответственно.

«НОВАТЭК» вел трудные переговоры с «Газпромом», не желающим уступать конкурирующей компании управленческие функции в проекте. Также пока не найдено юридической возможности для передачи offtake-контракта Shell на 1 млн тонн СПГ с «Сахалина-2».

В рамках другого СРП-проекта «Сахалин-1» добыча газа в январе-апреле составила 3,3 млрд куб. м, увеличившись на 9% относительно соответствующего периода 2023 г. Тем не менее в апреле было зафиксировано снижение показателя на 3% по сравнению с аналогичным месяцем прошлого года, до 855 млн. куб. м.

Доля американской компании Exxon Neftegas Limited в шельфовом проекте «Сахалин-1»^{^[12]} (30%) должна быть продана не позднее 1 января 2025 г. в соответствии с указом президента от 8 апреля 2024 г. Exxon Neftegas Limited с марта 2022 г. продолжает процесс выхода из российского предприятия. Среди иностранных акционеров остаются японская Sakhalin Oil and Gas Development Co. Ltd. (Sodeco) с долей в 30% и индийская ONGC Videsh Limited с 20%. Еще 20% принадлежат структурам «Роснефти»: «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%). Оператором проекта выступает АО «Сахалинморнефтегаз-Шельф».

[1] Соответствующие поправки к Налоговому кодексу внесены в Госдуму 3 июня.

[2] Индекс FOB Восточный NAR 5500.

[3] Пошлины не распространяются на Индонезию и Австралию из-за соглашений о свободной торговле.

[4] Ставка пошлины составляет 5,5% при курсе 90-95 рублей за доллар и 7% при курсе выше 95 рублей за доллар.

[5] М.Бузук в прошлом работал в компании «СУАЛ-Холдинг» (2000 г., первый вице-президент, член совета директоров), в 2003-10 гг. был генеральным директором компании Investment Partner AG, реализовывавшей совместные проекты с ГК «Ренова», в 2009-10 гг. – гендиректор УК «Металлоинвест». О продаже было объявлено в апреле, сделка должна получить одобрение акционеров TIG. Дата созыва собрания акционеров компании пока не уточнялась. Сделку также должны одобрить ФАС и президент РФ.

[6] ВСТО торгуется с привязкой к основному азиатскому маркерному сорту Dubai.

[7] В 2023 г. Туркменистан поставил в Китай трубопроводного газа на 9,6 млрд долларов. Годовой объем поставок туркменского газа составляет 40 млрд куб. м.

[8] Объем поставок российского газа в Китай в 2023 г. составил 22,5 млрд куб. м.

[9] Известно, что в 2022 г. из Мьянмы в Китай было поставлено 3,8 млрд куб. м.

[10] Владельцем компании является ООО «Газпром Сахалин Холдинг».

[11] Изначально правительство разработало критерии для потенциальных покупателей доли Shell, им соответствовал только «НОВАТЭК». Но в феврале текущего года решением правительства критерии были частично изменены и им стал отвечать «Газпром».

[12] Месторождения Чайво, Одопту-море, Аркутун-Даги, Лебединское.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: аналитический обзор электроэнергетики ДФО — весна 2024 31.05.2024 00:30

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

Когда возможности не успевают за потребностями

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

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

Якутская ГРЭС-2. фото: РусГидро

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

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

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

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

Тематическое фото. автор/источник: Snapshot freddy/Shutterstock

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Тематическое фото. автор/источник: Vadim Ponomarenko/Shutterstock

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

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

Возобновляемые источники энергии

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

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

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

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

Атомная генерация

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

Тематическое фото. автор/источник: Nordroden/Shutterstock

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

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

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

Энергия для горнодобычи

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Читать полностью

Экономика

И себе и Китаю: новые маршруты экспорта газа выгодны дальневосточным регионам 25.03.2024 01:00

21 марта «Газпром» официально объявил о начале соединения газопроводов «Сила Сибири» и Сахалин — Хабаровск — Владивосток. Участок трубопроводной системы Белогорск — Хабаровск станет одним из ключевых звеньев Восточной газовой программы, объединяющим Сахалинский центр газодобычи с Якутским и Иркутским. За счет этого появится еще один канал экспорта природного газа в Китай.

Сойдутся в Хабаровске

Пока что, уточнили в Минэнерго, главным образом, ведутся проектные работы по участкам трубопровода-перемычки Белогорск — Хабаровск. В официальном сообщении «Газпрома» не уточняется о сроках реализации данного проекта. Ранее вице-премьер РФ Александр Новак сообщал, что окончание стройки запланировано на 2029 год.

«Соответственно намечена газификация восточной части Амурской области и Еврейской автономной области. Протяженность [соединительного газопровода] — порядка 800 км. Проект, в том числе, поможет снять ограничения, которые у нас присутствуют по трубопроводу Сахалин — Хабаровск — Владивосток, и подать дополнительные объемы газа для Хабаровска и Приморского края», – проинформировал директор департамента развития газовой отрасли Минэнерго Артем Верхов.

Действительно, «Газпром» производит расширение мощностей газопровода Сахалин — Хабаровск — Владивосток, в том числе в свете будущей транспортировки газа на ТЭЦ-4 Хабаровска и Владивостокскую ТЭЦ-2, но это не закроет всех потенциальных потребностей регионов в энергоносителе.

изображение: ПАО «Газпром»

Одновременно выводится на заданные параметры «Сила Сибири». В этом году Чаяндинское месторождение в Якутии должно выйти на проектную мощность, и уже в следующем трубопроводная система сможет поставить потребителям 38 млрд куб. м газа.

По газопроводу протяженностью более трех тыс. км организован экспорт энергоносителя в КНР, а также поставки в рамках газификации территорий Якутии, Амурской и Иркутской области. В настоящее время газ подается по трубе на Свободненскую теплоэлектростанцию, осуществляется проектирование ТЭС Чульман в Республике Саха, которая обеспечит электроснабжение объектов Восточного полигона РЖД.

Стоит сказать, за счет объединения газопроводов появится еще один канал экспорта природного газа в Китай — на участке Дальнереченск — Хулинь.

Развитие трубопроводной инфраструктуры идет на фоне переориентации экспортных поставок углеводородов в АТР, широко начавшейся в 2022 году. Речь не только о газе. К примеру, «Транснефть» увеличила мощности своей нефтетранспортной системы ВСТО для доставки по трубе на специализированный терминал в бухте Козьмино до 42 млн тонн нефти ежегодно. Причем проработана дополнительная возможность приема портом сырья по железной дороге. Была расконсервирована железнодорожная станция Грузовая, примыкающая к терминалу (на I этапе создания ВСТО перевозки нефти в Козьмино осуществлялись железнодорожным транспортом, после завершения прокладки трубопровода потребность в них отпала). В IV квартале 2026 года планируется построить нефтеперекачивающую станцию в Иркутской области с тем, чтобы увеличить отгрузку нефти в цистернах со станции Мегет в направлении Приморья с двух млн до семи млн тонн.

Сила удвоится

Еще более масштабные стройки обещает реализация проекта «Сила Сибири — 2», предполагающего поставки энергоносителя в КНР транзитом через Монголию. В этом случае трубопровод пройдет по Красноярскому краю, Иркутской области, станет источником для газоснабжения Бурятии и Забайкальского края. Проект несет мультипликативный эффект: он позволит снять ограничения в транспортировке газа для Томской, Новосибирской, Омской, Кемеровской областей.

Сибирские регионы располагают газотранспортной сетью. Это, в частности, трубопровод Парабель — Кузбасс. Однако, поясняют в Минэнерго, он исчерпал возможность дополнительных поставок газа, его хватает пока только на газификацию населения и коммунальных объектов, а для развития новых мощностей промышленности, перевода электростанций на газ его пропускной способности недостаточно. Соответственно, «Сила Сибири — 2» призвана снять эти ограничения.

Чаяндинское месторождение. Фото: ПАО «Газпром»

Что касается Байкальского региона, то, по словам сенатора от Забайкальского края Сергея Михайлова, есть понимание того, что «Сила Сибири – 2» дойдет до юга Байкала, но ни сроки реализации проекта, ни даже дорожная карта по нему пока не просматриваются. Многое здесь зависит от договоренностей с Китаем по условиям контракта. Известно, что «Газпром» проводит переговоры с китайской CNPC (российский монополист оценивает возможности поставок газа в КНР через Монголию до 50 млрд куб. м в год).

«С монгольской стороной все более-менее понятно. Создана специальная компания, ведется проектирование трубопровода через территорию Монголии. С китайскими партнерами посложнее… Не могу все раскрывать, но работа ведется», — заверил Артем Верхов.

Он подтвердил, что при строительстве газопровода к границе с Монголией будут ответвления на Улан-Удэ и Читу. При этом в столице Забайкалья по программе «Чистый воздух» идет подготовка проекта по СПГ-газификации жилого сектора, чем занимается Восточно-Арктическая нефтегазовая корпорация (ВАНК).

Газ доставят по железной дороге

Для реализации проекта газификации привозным сжиженным газом с мэрией Читы было заключено концессионное соглашение. Концессионером выступает ООО «АврораГАЗ» (входит в ВАНК).

Как сообщал ранее гендиректор Восточно-Арктической нефтегазовой корпорации Станислав Неверов, в Чите планируется газифицировать 13 тыс. домов. Для перевода домовладений на новый вид топлива будет построено более 500 км газораспределительных сетей, возведена станция приема, хранения и регазификации СПГ. Эта станция в настоящее время проектируется рядом с Читой, ведутся подготовительные работы к началу строительства весной-летом 2024 года. На первом этапе для газификации города может ежегодно требоваться сырья эквивалентно 18 млн куб. м.

Газораспределительная станция. Фото: FOTOGRIN/Shutterstock

Энергоноситель будет поступать в Читу по железной дороге с завода по сжижению газа, расположенного в ТОР «Надеждинская», недалеко от Владивостока. Предприятие строит компания «Аврора СПГ», и в ближайшее время должен состояться пуск первой очереди этого производства.

«Правда, СПГ будет дороговат, вести его будет нужно из Владивостока. Думаю, с запуском проектов по малотоннажному производству в Амурской области, Хабаровске плечо доставки снизится, соответственно выпадающие доходы у региона станут меньше», — говорит Артем Верхов.

В руководстве «Авроры СПГ» уже информировали о планах по созданию малотоннажного завода в Хабаровске (площадка «Ракитное») и в Амурской области. Предприятия планировалось ввести в эксплуатацию в 2025-2026 годах.

Восточно-Арктическая нефтегазовая корпорация рассматривает возможность газификации и города Северобайкальск в Бурятии. Местные власти в рамках мастер-плана города предлагали реконструировать центральную котельную с переводом ее на СПГ. В свою очередь в Минэнерго говорят о необходимости анализа и расчета топливно-энергетического баланса территорий и справедливой цены за новый энергоноситель для потребителей.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: отраслевой обзор ТЭК ДФО — весна 2024 22.03.2024 01:00

В начале текущего года возникают проблемы с продажей добываемых на Дальнем Востоке углеводородов за рубеж. При этом все еще не решен вопрос о принадлежности доли одного из крупных в прошлом акционеров сахалинского шельфового проекта. В угледобыче планируется увеличение объемов производства, тем не менее существует ряд ограничений для роста экспорта.

Нефть

В прошлом месяце правительство РФ скорректировало требования к потенциальному покупателю доли в шельфовом нефтегазовом проекте «Сахалин-2»^{^[1]}. Согласно ним, претендент должен обладать опытом международной торговли сжиженным природным газом, тогда как прежде такое условие не было предусмотрено. Кроме того, претендент должен иметь действующие договоры поставки СПГ со сроком действия более пяти лет. Также от покупателя, помимо опыта эксплуатации завода по производству СПГ с объемом производства более 4 млн тонн в год и суммарно накопленного объема производства около 40 млн тонн, требуется иметь опыт продаж подобных объемов. Из документа исключено требование о наличии действующих договоров фрахтования судов-газовозов с общим объемом грузовместимости более 4 млн куб. м.

Еще в апреле прошлого года правительство разрешило ПАО «НОВАТЭК» приобрести долю в 27,5% в операторе проекта – ООО «Сахалинская энергия». Ранее она принадлежала британско-нидерландской Shell. На сегодняшний день сделка все еще не закрыта. При этом «НОВАТЭК» соответствует установленным правительством критериям для потенциального покупателя. Исключение требования по судам-газовозам связано с проблемами, которые «НОВАТЭК» испытывает в настоящее время в вопросе поставок танкеров ледового класса^{^[2]}. ООО «Сахалинская энергия» тем временем сократило производство СПГ с 11,5 млн тонн в 2022 г. до 10 млн тонн в 2023 г. Суточная производительность завода по производству СПГ в рамках проекта составляет около 32 тыс. тонн.

Добыча нефти на сахалинском шельфе. фото: lastdjedai/Shutterstock

В этих условиях «Сахалинская энергия» рассчитывает реализовать СПГ на китайском рынке. Китайским покупателям предлагается заключить контракт на 12 партий СПГ в год (около 1 млн тонн) на срок 3-5 лет (начиная с августа текущего года). Объявлен соответствующий тендер. Цена будет привязана к цене на нефть Brent, и при ее стоимости в 83 доллара за баррель может составить 356 долларов за 1 тыс. куб. м.

В целом в 2023 г. «Сахалин-2» экспортировал 10,2 млн тонн СПГ, включая почти 6 млн тонн в Японию, 2,58 млн тонн в Китай, 1,65 млн тонн в Республику Корея. При этом до 90% партий реализуются по долгосрочным контрактам. Японские предприятия, прежде выступавшие основными покупателями СПГ с сахалинского проекта, не были приглашены для участия в объявленном новом тендере.

Кроме того, у Shell, несмотря на выход из проекта, сохраняется offtake-контракт на получение до 1 млн тонн СПГ в год с «Сахалина-2» до 2028 г. После фактического прекращения участия Shell в проекте данный объем продавался на спотовом рынке. Намерение «Сахалинской энергии» законтрактовать сопоставимый объем газа с покупателями в КНР (на долгосрочной основе) может быть следствием снижения спотовых цен на газ.

Следует отметить, что в феврале Госдумой в третьем чтении был принят, а Советом Федерации одобрен законопроект, вносящий поправки в Налоговый кодекс РФ и выводящий ряд компаний из-под повышенного НДПИ на газ^{^[3]}. В том числе от повышенного НДПИ освобождены объемы газа, которые будут получены Россией в рамках проекта «Сахалин-2» в счет роялти для реализации его потребителям.

Индия продолжает снижать закупки российской нефти, добываемой на востоке страны. Потенциальным покупателем данных объемов может стать Китай. Отгрузки нефти Sokol (премиальная марка, «Сахалин-1») в Индию прекратились в конце прошлого года на фоне разногласий сторон по поводу условий контракта с государственной индийской компанией Indian Oil. Часть нефти проекта «Сахалин-1», изначально предназначавшаяся для поставки в Индию, в феврале была перенаправлена в КНР. Танкеры Viktor Titov и Viktor Konetsky доставили партии нефти в китайские порты провинции Шаньдун и порт Тяньцзинь.

Китай приобрел два груза Sokol со скидкой по отношению к нефти сорта Brent в 1 доллар за баррель. Прежде Sokol торговался на азиатском рынке с премией к Brent. Цены на Sokol в Де-Кастри (Хабаровский край) тогда могли находиться на уровне 65-68 долларов за баррель (выше ценового потолка, но дешевле сорта ВСТО). Всего в КНР было поставлено пять партий нефти Sokol, что стало наиболее высоким показателем экспорта данного сорта в Китай с марта 2021 г.

Часть поставок все же была направлена в Индию. Танкер Jaguar разгрузился в индийском порту Вадинар, груз предназначался для НПЗ Nayara Energy, наиболее крупным акционером которого является «Роснефть». Танкер Seagull направлен в порт Мумбаи для поставки на завод BPCL (Bharat Petroleum). Танкер Rani проследовал в направлении Вишакхапатнама, где расположен НПЗ дочерней структуры ONGC (акционер «Сахалина-1», имеет 20%). Индия также снижает закупки нефти сорта ВСТО (также премиальный), в то время как его поставки китайским покупателям в данном случае могут увеличиться.

При этом приостановка поставок нефти Sokol компенсировалась увеличением прокачки по нефтепроводу ВСТО («Восточная Сибирь – Тихий океан») в КНР. Еженедельный объем поставок составил 3,5 млн баррелей в сутки (рост на 365 тыс. баррелей в сутки).

Уголь

В макрорегионе действуют угольные проекты, увеличивающие объемы добычи. При этом для экспортных поставок существуют инфраструктурные ограничения. В феврале президент РФ В.Путин поручил главе правительства М.Мишустину и главе ОАО «РЖД» О.Белозерову принять меры по обеспечению вывоза угольной продукции на экспорт из Кемеровской области, Бурятии, Хакасии, Якутии, Тувы и Иркутской области в восточном направлении в объемах, определенных соглашениями между «РЖД» и главами регионов. Напомним, что объемы, указанные в соглашениях «РЖД» с регионами, получают право на проезд на восток прежде, чем большинство других грузов.

Объемы вывоза по соглашениям с регионами на 2023 г. не раскрывались. По предварительным данным, квота на 2023 г. составляла 93,7 млн тонн, в том числе на Кузбасс приходилось 53,1 млн тонн, на Якутию – 26 млн тонн, на Бурятию – 8,1 млн тонн, на Хакасию – 6,1 млн тонн, а на Туву – 0,4 млн тонн. Тем не менее вывоз по квотам из Кузбасса фактически был ниже и составил 52,7 млн тонн. В текущем году квота увеличена на 6%. Так, из Кемеровской области планируется вывезти 54,1 млн тонн, из Якутии – 26,3 млн тонн, из Бурятии – 8,5 млн тонн, из Хакасии – 6,5 млн тонн, из Иркутской области – 3,3 млн тонн, из Тувы – 0,65 млн тонн.

Тематическое фото. автор/источник: Maksim Safaniuk/Shutterstock

Несмотря на то, что азиатские рынки сбыта в настоящее время не являются убыточными, отмечается снижение стоимости угля при экспорте через порты Дальнего Востока – на 10% по сравнению с четвертым кварталом 2023 г. и примерно на треть по сравнению с четвертым кварталом 2022 г. Ожидается дальнейшее уменьшение цен из-за сокращения спроса и введения в январе импортных пошлин на российский уголь в Китае. Кроме того, с 1 марта правительство РФ вновь ввело курсовые экспортные пошлины на вывоз угля – от 4% до 7% в зависимости от курса (нулевая при курсе менее 80 рублей за доллар). Мера будет действовать до 28 февраля 2025 г.^{^[4]} Минфин в феврале также предлагал установить плоскую надбавку к ставкам НДПИ на уголь в размере 380 рублей на тонну^{^[5]}.

Рост угледобычи продолжает фиксироваться на Чукотке. В январе текущего года добыча угля в регионе выросла на 9% по сравнению с январем 2023 г., составив 124 тыс. тонн. Добычу каменного угля осуществляет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal). За отчетный период на месторождении Фандюшкинское поле недропользователь получил 120,6 тыс. тонн. Результат ОАО «Шахта Угольная» составил 3,4 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении.

В Амурской области ООО «УК «Эльга» планирует в 2028 г. запустить обогатительный комплекс на Огоджинском угольном месторождении (Селемджинский район)^{^[6]}. Производительность комплекса должна составить 32 млн тонн угля в год. Намечено начало строительства первой фабрики производительностью 2 млн тонн, ее ввод в эксплуатацию должен состояться в 2025 г. До 2028 г. в состав комплекса войдут еще шесть обогатительных фабрик (производительность каждой – 5 млн тонн угля в год).

В рамках проекта продолжается строительство железной дороги от Огоджинского месторождения до станции Февральск на БАМе. Протяженность первой очереди должна составить 72 км, к настоящему времени проложено 27,6 км железнодорожного полотна. Окончание работ намечено на сентябрь 2024 г., пусконаладочные работы предполагается начать в конце 2024 г.^{^[7]}

В 2023 г. на Огоджинском месторождении было добыто 1,4 млн тонн угля, что в три раза превысило результат 2022 г. Суммарные запасы месторождения оцениваются в 1,5 млрд тонн угля. Перевалку угля месторождения планировалось проводить в порту Вера^{^[8]} в Приморском крае (мыс Открытый, в 130 км от Владивостока). Но структуры А.Авдоляна намерены продать данный портовый актив.

Тем временем на Сахалине ООО «Восточная горнорудная компания» (ВГК) в феврале начало испытания магистрального угольного конвейера, соединяющего Солнцевский угольный разрез (Углегорский район) и морской порт Шахтерск. Весной текущего года планируется завершить пусконаладочные работы всего конвейера. Его протяженность составляет 23 км, с помощью него предполагается снизить негативное воздействие на экологию и нагрузку на автодорожную сеть при перевозке угля в порт.

[1] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на шельфе Сахалина. Японские корпорации Mitsui и Mitsubishi получили в «Сахалинской энергии» доли в 12,5% и 10% соответственно.

[2] В текущем году «НОВАТЭК» может получить от одного до трех танкеров класса Arc7 с южнокорейской верфи Hanwha Ocean (бывшая DSME). Еще часть танкеров не может быть поставлена из-за санкций. Танкеры с судоверфи «Звезда» в текущем году поставлены не будут.

[3] Повышение налога введено с 1 января 2024 г. в целях изъятия в бюджет дополнительных доходов, полученных газодобывающими компаниями от индексации тарифов на газ. Формула расчета учитывает совокупный объем реализации газа в месяце, предшествующем налоговому периоду, на территории конкретного субъекта РФ (за исключением определенных категорий организаций и населения). Первоначально действие закона не распространялось только на газ, поставляемый населению, котельным и ТЭЦ, а также на предприятия, которые ведут переработку попутного нефтяного газа.

[4] Ранее курсовая экспортная пошлина на уголь вводилась с 1 октября 2023 г., в конце декабря 2023 г. уголь был освобожден от нее.

[5] Для компенсации выпадающих доходов бюджета от отмены экспортной пошлины.

[6] ООО «Огоджинская угольная компания».

[7] Строительство ведет новосибирская компания ООО «ТехВэб» А.Будникова.

[8] Мощность перевалки – 9 млн тонн, в 2023 г. было перевалено 7,3 млн тонн.

Читать полностью

Экономика

Быть или не быть колымскому водороду? 14.03.2024 01:00

Потенциал производства «зеленого» водорода в районах Крайнего Северо-Востока России составляет 2,1 млрд тонн, наиболее перспективным является площадь бассейна Верхней Колымы. Такое мнение выразил EastRussia доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник лаборатории региональной геологии и геофизики Северо-Восточного комплексного научно-исследовательского института Дальневосточного отделения РАН Евгений Глотов.

Евгений Глотов доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник лаборатории региональной геологии и геофизики Северо-Восточного комплексного научно-исследовательского института Дальневосточного отделения РАН фото

Крайний Северо-Восток России (КрСВ РФ) охватывает территории в основном Магаданской области, Чукотского автономного округа, северо-восточные улусы Республики Саха (Якутия) и северной части Корякского округа Камчатского края. Их суммарная площадь составляет примерно 1,5 млн кв. км. Географически регион является полуостровом, отделенным от Восточной Сибири Колымо-Индигирским водоразделом и омываемым морями двух океанов – Северного Ледовитого (моря Восточно-Сибирское и Чукотское) и Тихого (Охотское и Берингово).

«Внутриконтинентальные арктические и субарктические районы Крайнего Северо-Востока, а возможно, и всей Восточной Сибири весьма перспективны для производства «зеленого» водорода с использованием энергии солнечного излучения и ветра и ресурсов маломинерализованных поверхностных и подземных вод», — рассказал Глотов.

Оптимальные условия

По мнению ученого, площадь бассейна Верхней Колымы (центральные или колымские районы Магаданской области) наиболее перспективна для производства «зеленого» водорода.

«Здесь есть климатические, орогидрографические и климатические предпосылки для создания крупных центров по выработке электроэнергии за счет солнечного излучения. Есть водные ресурсы для гидролиза воды без затрат энергии на ее очистку и деионизацию, относительно близко находится морское побережье для транспортировки водорода в другие регионы морскими судами. Есть перспективы развития металлургической промышленности, основанной на потреблении водорода с использованием месторождений железной руды в бассейне реки Омолон и другие», - считает Глотов.

По расчетам исследователя, с учетом существующих инженерно-геологических и экологических ситуаций, расходуя не более 10 % объема стока ультрапресных вод в моря, омывающих регион, возможно получение 2,1 млрд тонн водорода, в том числе 1,28 млрд тонн за счет использования энергии Солнца. «Уже сейчас целесообразно строительство солнечной электростанции в верхнем течении реки Сугой с производством около 1 млн тонн водорода в год», — добавил он.

Ученый напомнил, что остались нереализованными намерения представителей Японии получать в Магаданской области около 100 тыс. тонн водорода в год, используя воду городского водохранилища и электроэнергию Колымской ГЭС.

Экологические риски

Самый большой экологический риск связан с тем, что водород в кислородной атмосфере легко сгораемое и легко взрываемое вещество. «Поэтому есть предложение располагать центры производства водорода в малонаселенных горных долинах на Крайнем Северо-Востоке РФ. Это условие легко выполнимо», — считает эксперт.

Остаются открытыми два вопроса — где хранить вырабатываемый водород и как его транспортировать? Пока водород хранят в емкостях из специальной стали. Из нее же сделаны и контейнеры для перевозки водорода в жидком виде при температуре около минус 270 градусов по Цельсию.

Тематическая схема производства водородного топлива.

«При бурении нефтегазопоисковых скважин в Анадырском и Западно-Камчатском бассейнах вскрывали скопления смеси метана и водорода. Во всех случаях такие скопления были перекрыты базальтовым слоем. В Республике Мали (Африка) открыто пока единственное месторождение водорода под кровлей дацитов, близких по составу к базальтам. Отсюда мы делаем вывод, что хранить вырабатываемый водород можно в искусственных полостях, сделанных в базальтовых покровах. Следовательно, наиболее благоприятны для производства водорода распространенные плоские или выположенные водоразделы, в сложении которых участвуют базальты или дациты», - добавил ученый, подчеркнув, что это лишь предположение, которое нужно доказывать экспериментально.

Он уточнил, что широко распространены выражения «водородная Африка» или «водородные аравийские пустыни».

«Отмечают при этом обилие солнечного излучения, но забывая, что сырья для водорода — воды — в Северной Африке и в Аравии очень мало. Попытки использовать в электролизе минерализованные или морские воды были, но при электролизе вместе с водородом выделяется хлор — ядовитый газ», — отметил ученый.

Глотов напомнил, что в 1 литре морской воды содержится около 20 грамм хлора, а в речной воде Северо-Востока России хлор-иона в 10 тысяч раз меньше до полного отсутствия. «При электролизе воды для прохождения электрического тока в дистиллят или в ультрапресную воду добавляют каустическую соду. Это технологический прием. По составу вода наших рек часто являются очень сильно разбавленным раствором соды до 15-20 миллиграмм в 1 литре. Полагаю, что мы имеем полное основание говорить о «водородном Северо-Востоке России», учитывая, что недра его перспективны для обнаружения скоплений природного водорода», — пояснил Глотов.

Эксперт допускает, что вместо планов развития гидроэнергетики на Крайнем Севере РФ следует разрабатывать планы строительства солнечных электростанций, с аккумуляцией части энергии в виде водорода для использования её в холодный период года.

«Многие задачи становления водородной энергетики еще не решены и требуют дальнейших исследований, в том числе решение проблемы снабжения водой производства по выработке водорода в конце критического водного периода (с апреля до первой половины мая), способов определения водород-изолирующих свойств магматических пород в полевых и стационарных условиях, совершенствование методов оценки инженерно-геологических, гидрогеологических и гидрологических условий строительства ветро- и солнечных электростанций, предприятий электролиза воды, накопителей вырабатываемого водорода», — заключил ученый.

Читать полностью

Экономика

Дым над Амуром будет пожиже? 05.03.2024 03:00

Для газификации ряда объектов энергетики на юге Якутии и в Амурской области, включая ТЭЦ в Благовещенске, придется расширять возможности трубопроводной системы «Сила Сибири». В «Газпроме» и Минэнерго России предлагают комплексно просчитать последствия проекта. В руководстве Приамурья указывают на необходимость обеспечения энергобезопасности областного центра и улучшения экологической обстановки, в том числе в разрезе международной повестки: власти провинции Хэйлунцзян неоднократно обращались с необходимостью снижения негативных выбросов от ТЭЦ. Ситуация обсуждалась на Совете по вопросам газификации субъектов РФ.

Справка:

Установленная мощность Благовещенской ТЭЦ, введенной в эксплуатацию 31 декабря 1976 года, по электроэнергии составляет 404 МВт, по теплоэнергии — более 1 тыс. Гкал/час. Теплоэлектроцентраль на 85% обеспечивает потребности предприятий промышленности и ЖКХ Благовещенска и вырабатывает седьмую часть всей электроэнергии, потребляемой в области. Основным видом топлива для ТЭЦ выступает бурый уголь, а в качестве резервного и растопочного используется мазут.

Угля не хватает

Проектным топливом для ТЭЦ Благовещенска служит уголь с Ерковецкого буроугольного разреза, который разрабатывается компанией «Амурский уголь» (входит в холдинг «Русский уголь»). Однако при необходимом потреблении энергоносителя в 2,3 млн тонны ежегодно, максимальный объем поставки с данного месторождения последнее время составляет порядка 1,6 млн тонн.

При этом потребности в угле возрастают с каждым годом на 100-200 тыс. тонн в связи с повышением задания по выработке электрической энергии от Системного оператора Единой энергетической системы (дополнительные объемы электроэнергии поставляются за пределы Амурской области). Недостающий объем угольной продукции восполняется сырьем с Переясловского разреза в Красноярском крае, что в 3,5 тыс. км от Благовещенска.

Переясловский разрез. Фото: Игорь Михайлишин, пресс-служба правительства Красноярского края

По словам губернатора области Василия Орлова, привозное топливо создает определенные трудности, поскольку у такого угля иная термоотдача и стоимость, кроме того, периодически возникают сложности с логистикой из-за загруженности Восточного полигона РЖД. Однако закрыть все потребности ТЭЦ местной ресурсной базой проблематично. Запасы Северо-Восточного разреза, с которого поставляется топливо на Райчихинскую ГРЭС, истощаются. На Ерковецком месторождении добыча наращивается, но возможности увеличить отгрузки на Благовещенскую ТЭЦ у него отсутствуют, утверждает губернатор.

Получить оперативно комментарий от АО «Русский уголь» не удалось. Недавно компания информировала о планах по увеличению в 2024 году годового объема добычи на Ерковецком разрезе с прошлогодних 2,1 млн до 2,3 млн тонны за счет внедрения комбинированной системы вскрыши горной породы. Значительные ресурсы данного месторождения, около трех млрд тонн угля, дают возможности для дальнейшего роста производственных мощностей месторождения, отмечали в угледобывающем холдинге.

Не дыми на соседа

Региональные власти предлагает поэтапно газифицировать главную теплоэлектроцентраль области. Помимо снятия зависимости от привозного угля, в областном правительстве указывают на экологический аспект проблематики. Сегодня объем выбросов загрязняющих веществ (диоксида азота и серы, оксида углерода, неорганической пыли, содержащей двуокись кремния, и т.п.) со стороны Благовещенской ТЭЦ превышает 46 тыс. тонн в год. После газификации объекта они должны сократиться в шесть раз — до 7,6 тыс. тонны.

«Со стороны китайского правительства на постоянной основе в адрес правительства Амурской области поступают обращения с просьбой принять меры для снижения негативных выбросов от ТЭЦ в сторону граничащего с Благовещенском города Хэйхэ», – сообщил Василий Орлов.

Благовещенская ТЭЦ ночью. Фото: АО «ДГК»

Уровень газификации области в настоящий момент составляет 2,4%. Перевод только Благовещенской ТЭЦ на природный газ повысит его на 20% (к 2030 году), причем непосредственно по областному центру этот показатель приблизится к 85%. Кстати, в Хэйхэ основная теплоэлектроцентраль переведена на газ, который поступает из России. В будущем газификацию города местные власти планируют довести до 95%, отметил амурский губернатор.

«Мы лицо Российской Федерации на границе с Китаем. Китайцы отапливаются нашим газом и нас же упрекают, что мы дымим. Это, как минимум, не очень здорово», – заявил сенатор от Амурской области Иван Абрамов.

По словам председателя Совета по вопросам газификации субъектов РФ при Совфеде Андрея Кутепова, «РусГидро», в которую входит Дальневосточная генерирующая компания, планирует инвестиции в газификацию Благовещенской ТЭЦ. По расчетам, финансирование только с 2024 по 2027 год может составить 2,8 млрд рублей.

Как уточил гендиректор Дальневосточной генерирующей компании (ДГК) Константин Ильковский, объявлен конкурс на проектирование работ по газификации теплоэлектроцентрали по двум энергетическим и двум водогрейным котлам. Предполагается получить положительное заключение экспертизы в 2025 году, а осуществить проект в 2026-м. Модернизация ТЭЦ на этом не остановится. Другие три котла будут газифицированы в 2027-2028 годах.

«Это позволит существенным образом повысить надежность, эффективность работы Благовещенской ТЭЦ и увеличить выработку с целью преодоления тех дефицитов мощностей электроэнергии, которые сегодня складываются на территории Дальнего Востока», – резюмировал Константин Ильковский.

Мастер-план подкрался незаметно

Проект модернизации ТЭЦ в Благовещенске предполагает поэтапную газификацию. В частности, на первом этапе для теплоэлектроцентрали (в комбинированном газо-угольном режиме работы) понадобится 80 млн кубометров газа в годовом выражении, а при выходе на заключительную стадию – 990 млн кубометров или 2,6% от мощности газопровода «Силы Сибири».

Проблема заключается в том, что изначально перевод Благовещенской ТЭЦ на газ не был предусмотрен при создании этой газотранспортной системы и формировании программы газификации, напомнил член правления ПАО «Газпром» Владимир Марков. Тогда предполагалось лишь газоснабжение населения, и монополия работает над этим. Впоследствии вопрос пересмотрели на федеральном уровне. Согласно распоряжению правительства РФ от 29 декабря 2023 года, газификация ТЭЦ теперь определяется мастер-планом социально-экономического развития Благовещенска до 2030 года.

«По официальной позиции "Газпром" возможность газоснабжения Благовещенской ТЭЦ в необходимых объемах не подтверждает, так как они изначально не учитывались при проектировании "Силы Сибири". В программу развития газоснабжения и газификации Амурской области "Газпром" включил заявленный в 2020 году объем АО "ДГК" — это 12 млн кубометров, но только для использования в качестве резервного топлива на водогрейных котлах вместо мазута», – рассказал Василий Орлов.

В настоящее время «Газпром» осуществляет строительство газотранспортной инфраструктуры. Это газораспределительная станция и межпоселковый подвод трубы к Благовещенску. Но для работы ТЭЦ на новом виде топлива придется строить еще одну ГРС, поясняет глава области. В любом случае «Газпрому» необходимо пересмотреть балансы газа с поэтапным выделением необходимых лимитов газа для данного объекта генерации электричества и тепла, резюмирует он.

Мастер-план Благовещенска разрабатывается ВЭБ.РФ совместно с администрацией города и консалтинговой компанией КБ Стрелка.

Неожиданностью для газотранспортной системы стала не только газификация Благовещенской ТЭЦ, но также ГРЭС в Нерюнгри и котельной в Тынде (является одной из крупнейших в своем роде на Дальнем Востоке), говорит директор департамента развития газовой отрасли Минэнерго России Артем Верхов. Только потребление газа Нерюнгринской ГРЭС может составить около двух млрд кубометров. Кроме того, потребности Алданского промышленного кластера на юге Якутии, связанного с Нерюнгри, оцениваются свыше пяти млрд кубометров.

«Это достаточно крупный объем, исходя из проектной мощности [трубопровода] в 38 млрд кубометров, которые сейчас "Сила Сибири" имеет, и есть четкие контракты на поставку газа. Здесь требуется детальная работа», – пояснил представитель министерства энергетики.

Основные показатели топливно-энергетического баланса (ТЭБ) Амурской области с учетом модернизации Благовещенской ТЭЦ должны быть подготовлены к середине мая этого года. Как отметил Владимир Марков, при рассмотрении перспективных планов нужно придерживаться здравого подхода, а не эмоций. В свою очередь Артем Верхов предлагает проработать тарифный вопрос, не станет ли это обременением для населения после газификации.

Читать полностью

Экономика

Бюллетень EastRussia: обзор ТЭК ДФО – зима 2024 09.02.2024 01:00

Уголь

Ведущий дальневосточный угледобывающий регион, Якутия, по итогам минувшего года сократила объем добычи на 3% по сравнению с 2022 г., до 38 млн тонн. Тем не менее по объемам добычи каменного угля Якутия остается лидером на Дальнем Востоке. Основной объем добычи угля в республике обеспечивают Эльгинский угольный комплекс (ООО «Эльгауголь»), предприятия ООО «Колмар» и ХК «Якутуголь». Рост производственных показателей фиксируется только на Эльге. На экспорт в минувшем году из Якутии было отгружено 26 млн тонн угля, что сопоставимо с показателем 2022 г.

В начале текущего года резидентом ТОР «Южная Якутия» стала компания ООО «СТС-Уголь»^{^[1]} с инвестиционным проектом по добыче угля открытым способом на разрезе «Налымакитский» Чульмаканского каменноугольного месторождения в Нерюнгринском районе. Компания приобрела лицензию на объект в 2018 г. В год недропользователь рассчитывает добывать небольшой объем – 250 тыс. тонн угля.

Тематическое фото. источник: shutterstock.com

В других регионах отмечен рост угледобычи. Так, в Бурятии объем добычи угля по итогам 2023 г. составил 9,5 млн тонн, что на 10,56% превысило показатель 2022 г. Основной объем твердого топлива в республике обеспечил «Разрез Тугнуйский» (АО «СУЭК») на Никольском каменноугольном месторождении (Мухоршибирский район). По итогам года недропользователь произвел 6,5 млн тонн каменного угля, что на 14% превысило уровень 2022 г. Объем добычи бурого угля в Бурятии составил 3 млн тонн. Добычу вели ООО «Угольный разрез» (ПАО «Интер РАО ЕЭС») на Окино-Ключевском месторождении (Бичурский район), ООО «Бурятская горнорудная компания» на Гусиноозерском месторождении (Селенгинский район) и ООО «Восточно-Сибирская горная компания» на Загустайском (Селенгинский район) и Дабан-Горхонском (Еравнинский район) месторождениях.

Добыча угля в 2023 г. заметно выросла в Амурской области – на 18,5% по сравнению с 2022 г., до 4,5 млн тонн. В том числе «Огоджинская угольная компания» («Эльгауголь») в три раза по сравнению с прошлым годом увеличила добычу на Огоджинском месторождении каменного угля (Селемджинский район) – до 1,4 млн тонн. Тем временем «Амурский уголь» (холдинг «Русский уголь») на разрезах Ерковецкий (Октябрьский район) и Северо-Восточный (Райчихинск) произвел 2,9 млн тонн бурого угля.

Наиболее значительный угледобытчик Сахалинской области, «Солнцевский угольный разрез» («Восточная горнорудная компания»), в 2023 г. произвел на Солнцевском месторождении (Углегорский район) 13,2 млн тонн каменного угля, что на 17% больше, чем годом ранее. Отгрузки угля на экспорт через принадлежащий ВГК порт Шахтерск составили 13,1 млн тонн, что является историческим максимумом порта по перевалке угля.

В Чукотском АО добывающее каменный уголь ООО «Берингпромуголь» (австралийская компания Tigers Realm Coal) по итогам января-ноября 2023 г. получило на месторождении Фандюшкинское поле 1,45 млн тонн угля, что на 3% больше, чем за аналогичный период 2022 г. В декабре минувшего года Главгосэкспертиза РФ по результатам рассмотрения инженерных изысканий выдала компании «Берингпромуголь» положительное заключение на ввод в промышленную эксплуатацию обогатительной фабрики «Беринговская» мощностью 900 тыс. тонн коксующегося угля в год.

Ведущее в регионе добычу бурого угля ОАО «Шахта Угольная» за январь-ноябрь 2023 г. обеспечило 111,32 тыс. тонн на Анадырском месторождении, что на 19% больше, чем за аналогичный период 2022 г. Предприятие продолжало увеличивать отгрузки твердого топлива основным заказчикам – Анадырской ТЭЦ, Эгвекинотской ГРЭС, объектам «Чукоткоммунхоза».

Следует отметить, что угледобывающие регионы согласовали с «РЖД» объемы вывоза угля на экспорт в восточном направлении по квоте. Для Якутии была согласована квота в 26,3 млн тонн, для Бурятии – 8,5 млн тонн, для Иркутской области – 3,3 млн тонн. Объемы вывоза по соглашениям с регионами на 2023 г. не раскрывались, но по предварительным данным, из Якутии было вывезено 26 млн тонн, из Бурятии – 8,1 млн тонн, что сопоставимо с квотой на 2024 год.

Между тем иркутское угледобывающее предприятие «Востсибуголь» (En+ Group, подконтрольно ПАО «Иркутскэнерго») в конце декабря минувшего года обратилось в Генпрокуратуру и ФАС с жалобой на несправедливое распределение квот на вывоз угля на экспорт. В компании указывают, что экспорт угля из Иркутской области с 2016 г. вырос в 2,3 раза, до 3,28 млн тонн (в 2022 г.), в то время как квота «Востсибугля» за данный период увеличилась только на 3,8%, до 979,8 тыс. тонн. Доля компании в экспортных отгрузках региона за 2016-22 гг. упала с 66,6% до 29,8%. Экспортные квоты перераспределяются в пользу небольших предприятий - угольных разрезов Иретский (ООО «Разрез Иретский»^{^[2]}), Забитуйский, Харанутский (ООО «Харанутский угольный разрез»^{^[3]}), Герасимовский (ООО «Угольная компания Бурятии»^{^[4]}). В руководстве «Востсибугля» недовольны тем, что при распределении квот между предприятиями не учитывается общий объем добытого угля конкретной компанией, объемы низкомаржинальных поставок на внутренний рынок^{^[5]}, выполнение социальных обязательств и инвестиционная деятельность.

Нефть

Неопределенная ситуация сохраняется вокруг шельфовых проектов Сахалина. Так, возникли проблемы с поставкой нефти проекта «Сахалин-1»^{^[6]} (марка Sokol^[7], сорт является премиальным и торгуется выше установленного потолка цен для российской нефти в 60 долларов за баррель) в Индию. В декабре 2023 г. Индия перестала принимать партии российской нефти, в результате более десятка танкеров ожидают дальнейших распоряжений, оставаясь в море.

Тематическое фото. источник: shutterstock.com

В министерстве нефти и газа Индии объяснили проблемы российских танкеров с выгрузкой нефти в индийских портах ужесточением контроля над потолком цен на нефть, введенным странами G7, и санкциями в отношении судоходных компаний^{^[8]}. В случае несоответствия российских цен, Индия готова осуществлять закупки нефти в ОАЭ, Ираке, Саудовской Аравии, а также Венесуэле (всего Индия импортирует 85% нефти). Известно, что у проекта «Сахалин-1» возникли затруднения при открытии счета в ОАЭ для новой компании, через которую предполагалось осуществлять платежи за нефть, поставляемую в Индию. При этом индийская сторона исключала наличие проблем с платежами. На фоне ослабления спроса на нефть на мировых ранках, индийское правительство может рассчитывать добиться от России более выгодных условий контрактов.

В конце января стало известно, что два танкера с сахалинской нефтью все же двинулись в направлении портов Индии. Речь идет о танкере Jaguar, направляющемся в порт Вадинар (партия предназначена для НПЗ Nayara Energy^{^[9]}), и танкере Seagull, который 5 февраля должен прибыть в порт Вишакхапатнам, где расположен НПЗ Hindustan Petroleum (дочерняя структура ONGC, которая владеет 20% в «Сахалине-1»). По предварительным данным, изначально нефть предназначалась для наиболее крупного индийского нефтепереработчика Indian Oil Corporation, но стороны не договорились об условиях – в том числе о валюте платежа. По этой причине нефть перенаправлена на принадлежащие акционерам «Сахалина-1» заводы. Около 9 млн баррелей сахалинской нефти все еще хранятся в танкерах на воде.

Газ

Тем временем в соответствии с подписанным в январе 2023 г. указом президента РФ, аудит, который российские власти осуществляют в отношении британско-нидерландской компании Shell в связи с ее выходом из шельфового проекта «Сахалин-2»^{^[10]}, будет в том числе предусматривать ущерб, нанесенный «Газпрому» отказом принять новую систему оплаты поставок российского газа (перевод в рубли). Ранее в отношении Shell предполагалось провести финансовый, экологический и технологический аудит (предусмотрен указом президента, подписанным в марте 2022 г.). По итогам аудита предполагается определение размера задолженности перед российскими поставщиками газа.

В июне 2022 г. «Газпром» сообщал, что полностью прекратил поставку газа Shell в связи с отказом компании перейти на оплату в рублях. Контракт между «Газпром экспортом» и Shell Energy Europe Limited предусматривает поставку газа в Германию в объеме до 1,2 млрд куб. м в год. Напомним, что Shell ранее проинформировала российские власти и других акционеров, что не будет входить в состав совладельцев российского оператора проекта (ООО «Сахалинская энергия», подконтрольное «Газпрому»). Доля Shell (27,5%) была оценена в 94,8 млрд рублей. Правительство РФ одобрило сделку по продаже данной доли «НОВАТЭКу», но процесс передачи все еще не завершен. Среди других иностранных акционеров проекта заявки на получение пакетов, аналогичных долям в Sakhalin Energy, направили японские Mitsui & Co. (12,5%) и Mitsubishi Corporation (10%)^{^[11]}.

При этом в рамках двенадцатого пакета санкций Евросоюза в отношении РФ проект «Сахалин-2» освобожден от соблюдения потолка цен на нефть до 28 июня 2024 г. По регламенту Совета Евросоюза, от ценовых ограничений могут быть освобождены проекты, имеющие большое значение для энергетической безопасности третьих стран – «Сахалин-2» важен для обеспечения энергетической безопасности Японии. Минфин США также освободил «Сахалин-2» от запрета на морские перевозки российской нефти и соблюдения ценового потолка до 28 июня 2024 г. (для поставок, предназначенных для Японии).

Что касается экспорта в КНР газа по газопроводу «Сила Сибири», то по итогам минувшего года «Газпром» поставил в Китай 22,7 млрд куб. м, что на 700 млн куб. м превысило контрактные обязательства, и в 1,5 раза превысило результат за 2022 г. В 2021 г. объем поставок по «Силе Сибири» составил 10,39 млрд куб. м, в 2022 г. – 15,4 млрд куб. м. 31 января «Газпром» сообщил об обновлении суточного рекорда поставок в КНР по газопроводу.

Тематическое фото. источник: shutterstock.com

Напомним, что проектная мощность «Силы Сибири» составляет 38 млрд куб. м газа в год, выход на нее ожидается в 2025 г. До конца 2024 г. «Газпром» рассчитывает вывести на проектную мощность Чаяндинское газоконденсатное месторождение в Якутии (ресурсная база «Силы Сибири») – до 25 млрд куб. м газа в год. Между тем на Ковыктинском месторождении (Иркутская область) до конца 2024 г. должна начаться подача газа через установку комплексной подготовки газа (УКПГ-3) в «Силу Сибири».

Тем временем в планах по строительству газопровода «Сила Сибири-2» мощностью 50 млрд куб. м газа^{^[12]} в год все еще мало конкретных данных. Переговоры по проекту с китайской стороной затягиваются. В конце января премьер-министр Монголии Л.Оюун-Эрдэнэ сообщил, что РФ и Китаю предстоит согласовать детали проекта, в том числе экономические. Он отметил, что стороны все еще проводят расчеты и оценивают экономические выгоды. В июле прошлого года Л.Оюун-Эрдэнэ сообщал об ожиданиях начала строительства газопровода в 2024 г. Тем временем вице-премьер А.Новак в январе называл сроком окончания строительства 2029 г. При этом он отмечал, что сроки строительства и основные технико-экономические показатели газопровода будут окончательно обозначены после подписания обязывающих соглашений с китайской стороной.

Для КНР приоритетным является вопрос получения больших скидок на топливо и вместе с тем отсутствует заинтересованность в осуществлении значительных инвестиций в создание новой газотранспортной инфраструктуры^[13]. При этом российская сторона рассчитывает добиться более выгодных условий по сравнению с контрактом по «Силе Сибири» (подписан в 2014 г.), поскольку в настоящее время, исходя из анализа данных о платежах китайского правительства, РФ получает за поставки трубопроводного газа меньше, чем Туркменистан и Узбекистан.

В сфере переработки «Газпром» в декабре 2023 г. запустил третью технологическую линию Амурского газоперерабатывающего завода в Амурской области (г. Свободный). Статус реализации проекта составил 90,84%. На четвертой технологической линии ведется подготовка к началу пусконаладки, на пятой и шестой линиях начались строительно-монтажные работы.

Мощность каждой технологической линии ГПЗ составит 7 млрд куб. м газа в год, проектная мощность предприятия – 42 млрд куб. м газа в год. Ввод линий завода синхронизирован с ростом объемов транспортировки газа по газопроводу «Сила Сибири». Ежегодно планируется выпускать около 2,4 млн тонн этана, 1,5 млн тонн сжиженных углеводородных газов (СУГ), 200 тыс. тонн пентан-гексановой фракции, а также 60 млн куб. м гелия.

На Амурском газохимическом комплексе «СИБУРа» в Амурской области (г. Свободный) в декабре завершились строительно-монтажные и пуско-наладочные работы на подстанции 500 кВт. Объект будет осуществлять электроснабжение завода базовых полимеров (планируемое годовое производство полиэтилена – 2,3 млн тонн, полипропилена – 0,4 млн тонн). Было получено разрешение Ростехнадзора на подачу напряжения для проведения комплексных испытаний оборудования. После пуска напряжения оператор проекта приступит к наладке основного технологического оборудования завода. Запуск ГХК намечен на 2027 г.

[1] Владельцы – В.Тубольцев, ООО «Сахатехсервис».

[2] Учредители – Е.Сидоренко, Е.Драбкин.

[3] Принадлежит ООО «Востсибдобыча» (учредители – Л.Хойкова и И.Зангеев).

[4] Учредитель – ООО «Интер РАО – Стройинвест» (Москва).

[5] Компания является основным производителем и поставщиком энергетического угля в Иркутской области. Около 85% продукции предприятия ежегодно закупает «Иркутскэнерго».

[6] Совладельцы проекта – «Роснефть», индийская ONGC и японская SODECO. В конце 2022 г. проект перешел в управление «Роснефти» (20% в проекте). Японская Sodeco и индийская ONGC сохранили свои доли (30% и 20% соответственно), а долю американской ExxonMobil (30%) российское правительство РФ намерено продать.

[7] Месторождения Чайво, Одопту, Аркутун-Даги.

[8] Санкции были введены в отношении компании Sun Ship Management (ОАЭ), управляющей танкерами «Совкомфлота».

[9] 49,13% НПЗ владеет «Роснефть».

[10] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения сахалинского морского шельфа.

[11] Заявки были одобрены правительством РФ.

[12] Предварительная протяженность – 6,7 тыс. км по территории России, Монголии и Китая (в том числе 2,7 тыс. км по территории РФ).

[13] «Газпром» также не заинтересован в строительстве инфраструктуры за свой счет на фоне сокращения инвестиционной программы на 20% - до 1,573 трлн рублей.

Читать полностью

Больше материалов