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.

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.

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

[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.

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.

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.

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.

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

[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.

– Виталий Леонидович, вряд ли ошибусь, если предположу, что главным событием 2023 года стало обеспечение готовности одного из ваших подразделений – Тихоокеанского РДУ – к принятию функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Дальнего Востока. Как шёл процесс, всё ли было гладко?

– Действительно, одним из ключевых результатов нашей деятельности в текущем году можно назвать успешную подготовку к централизации функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Камчатского края, Магаданской, Сахалинской областей и Чукотского автономного округа. Главная сложность состояла в том, что масштабная работа должна была быть проведена в сжатые сроки. Фактически в течение полутора лет с момента принятия соответствующих поправок в федеральный закон «Об электроэнергетике» был проведен целый комплекс мероприятий: подготовлена необходимая документация, сформирована структура управления новыми для нас энергосистемами, налажено взаимодействие с организациями, исторически осуществлявшими функции оперативно-диспетчерского управления, создана необходимая технологическая инфраструктура, включая используемые для управления режимами информационно-управляющие системы и программно-аппаратные комплексы.

Важным вопросом стало также создание и организация работы обособленных подразделений Системного оператора в Магадане, Южно-Сахалинске и Петропавловске-Камчатском и формирование их кадрового состава. Кроме того, была реализована программа повышения квалификации диспетчерского персонала с учетом специфики изолированно работающих энергосистем и требований Системного оператора.

17 ноября 2023 года – в день подписания Акта готовности – на главном диспетчерском мониторе ОДУ Востока стало «теснее». фото: EastRussia 

В результате все запланированные мероприятия были реализованы в полном объеме и точно в установленный срок. Это подтвердили и результаты проверки, проведенной совместной комиссией Системного оператора и «РусГидро». Члены комиссии особо отметили, что задача по приему новых функций была решена при сохранении стабильной работы энергетических комплексов изолированных регионов и требуемого уровня надежности энергоснабжения потребителей в течение всего переходного периода.

– Как присоединение этих систем скажется на дальнейшем их развитии? Ведь они, по сути, остались изолированными?

– Расширение зоны диспетчерской ответственности Системного оператора позволит применять в ТИТЭС накопленный компанией опыт и компетенции, перейти на принятые в ЕЭС России единые принципы организации работы энергокомплекса, обеспечить экономически и технологически обоснованный подход к их развитию с опорой на инновационные технологии. В частности, в перспективе на некоторых контролируемых сечениях планируется внедрить используемую Системным оператором систему мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ). Технология позволяет увеличить использование пропускной способности электрических сетей, то есть увеличить величину передаваемой по ЛЭП мощности на 10-15%, что эквивалентно строительству объектов генерации или электросетевых объектов в том же объеме. Учитывая удаленность этих регионов и суровые климатические условия применение в них самых современных технологий управления энергосистемами особенно важно. Кроме того, для сохранения устойчивости работы энергосистем в ТИТЭС при возникновении аварийных возмущений, в недалеком будущем, планируется создание централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА), проектирование и внедрение автоматического регулирование частоты и мощности (АРЧМ), внедрение системы доведения планового задания мощности на объектах генерации (СДПМ).

– Есть ли планы по реальному присоединению этих систем к ЕЭС России, или это нецелесообразно?

– Это нецелесообразно, в первую очередь, по экономическим критериям. Слишком большие расстояния разделяют эти энергосистемы и синхронную зону. Технически возможно построить линии электропередачи, связывающие в единый технологический комплекс энергообъекты, находящиеся за тысячи километров друг от друга. Но такой шаг потребует гигантских инвестиционных вложений, несопоставимых с ожидаемым эффектом. Так что пока мы не видим предпосылок для таких решений. Возможно, в перспективе с развитием транспортного коридора на Сахалин будет технически и экономически обосновано присоединение островной энергосистемы к ЕЭС России.

– В этом году ОДУ Востока отметило своё 55-летие. В исторической справке на сайте Управления говорится, что «на первом этапе ОДУ возглавило процесс объединения разрозненных, несинхронно работающих энергосистем Дальнего Востока в единый технологический организм». Что значит – «несинхронно работающие энергосистемы»? Как выглядит ситуация сейчас – какими объёмами и масштабами измеряется деятельность ОДУ Востока?

– До момента создания Объединенной энергосистемы на территории Дальнего Востока функционировали 3 энергосистемы, каждая из которых работала изолированно, со своей частотой электрического тока. В результате возможности социально-экономического развития каждого из регионов ограничивались мощностью электростанций, работающих в составе территориальной энергосистемы, и наоборот – невостребованные резервы мощности, имеющиеся на других территориях, не могли использоваться в дефицитных районах. Формирование энергообъединения позволило более эффективно использовать территориально распределенные генерирующие мощности, повысить устойчивость и надежность электроснабжения за счет взаимного резервирования и организации перетоков электроэнергии и мощности. Так, после объединения энергосистем появилась возможность использования на предприятиях Хабаровского края электроэнергии, производимой на строящейся в Амурской области Зейской. ГЭС или электростанциях Приморского края.

В 1970 году, когда впервые были включены на параллельную работу Амурская и Хабаровская энергосистемы, суммарная мощность электростанций, вошедших в образованную объединенную энергосистему Востока, составляла 683 МВт. К настоящему времени установленная мощность электростанций объединенной энергосистемы возросла более чем в 16 раз до 11 212 МВт. Потребление электроэнергии в 2022 году в ОЭС Востока составило 44,5 млрд. кВт.ч. В 2023 году этот показатель вырос, как ожидается, по итогам года он составит 45,7 млрд. кВт.ч.

– В этом году были введены в эксплуатацию новые и модернизированные объекты генерации. Что означают подобные события для ОДУ Востока, как они сказываются на его работе?

– Из модернизированных объектов генерации в этом году уже введен энергоблок Приморской ГРЭС мощностью 110 МВт. До конца года на этой станции будет введен еще один энергоблок мощностью 210 МВт, а в следующем году – еще два энергоблока мощностью 210 МВт и 215 МВт. Также до конца 2023 года ожидаем ввод после реконструкции турбоагрегата на Владивостокской ТЭЦ-2 мощностью 120 МВт. Отмечу, что это не вводы нового оборудования в привычном понимании, а глубокая модернизация существующих объектов.

Приморская ГРЭС — крупнейшая тепловая электростанция Дальнего Востока. С 2022 по 2025 годы СГК модернизирует все девять энергоблоков суммарной мощностью 1467 МВт. Электроэнергия необходима для развития Транссиба и Приморского края
фото: Сибирская генерирующая компания

Суммарная величина мощности оборудования, модернизация которого должна завершиться в этом и следующем году, составляет 750 МВт. При этом прирост потребления в следующем году ожидается более 800 МВт к текущему уровню. Для улучшения ситуации в ОЭС ввода такого объема генерации недостаточно, режимы работы в следующем году будут оставаться напряженными.

Ближайший ввод новых генерирующих мощностей, а именно двух энергоблоков единичной мощностью 215 МВт на Нерюнгринской ГРЭС в Якутии, запланирован на 2025 год.). При этом потребление мощности ориентировочно вырастет еще на 400 МВт.

– В начале этого года, а затем и летом, на территории Якутии, Приамурья и Приморья отмечались максимальные уровни потребления мощности – чем это было вызвано и каков объём энергопотребления в регионах Дальнего Востока в целом? О чём «говорят» эти показатели?

– Рост уровня потребления на территориях Якутии, Приморья и Приамурья определяется как климатическими факторами (летом – затраты электроэнергии на кондиционирование, зимой – на обогрев и освещение), так и ростом нагрузки крупных промышленных предприятий: объектами по перекачке нефти ВСТО, Амурским газоперерабатывающим заводом, заводом «Амурметалл», новыми потребителями «Эльгауголь», ГОК «Нежданинский», предприятиями добывающей промышленности. Также на величину потребления мощности оказывает влияние строительство Амурского газохимического комбината и переменная нагрузка ОАО «РЖД».

Максимальное потребление мощности в объединенной энергосистеме Востока на 22 декабря 2023 года составило 7883 МВт. Однако это не предел. Новые максимумы потребления мощности фиксируются буквально ежедневно. Согласно прогнозному балансу мощности в отопительный период 2023-2024 годов, в декабре в ОЭС Востока прогнозируется прирост потребления до 8011 МВт.

В целом на фоне экономического роста электропотребление в ОЭС Востока растет опережающими темпами, более чем в два раза превышая усредненные показатели по стране. Системный оператор прогнозирует сохранение этой динамики вплоть до 2029 года. По нашим расчетам, для удовлетворения растущего спроса необходимо дополнительно ввести более 1300 МВт новой генерации. Этот показатель заложен в разработанную Системным оператором и утвержденную Министерством энергетики Схему и программу развития электроэнергетических систем на 2024–2029 годы.

– Какие отраслевые события, по-Вашему, сформируют облик грядущего 2024 года?

– Знаковых событий ожидаем несколько. Естественно, к каждому из них мы тщательно готовимся.

Это, во-первых, принятие с 1 января функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Дальнего Востока, о чём выше уже было сказано. Помимо решения текущих задач по управлению режимами ТИТЭС с нового года Системный оператор будет определять и магистральные направления их перспективного развития. Впервые в истории отрасли – в соответствии с требованиями федерального законодательства – эти планы будут включены в разрабатываемую АО «СО ЕЭС» Схему и программу развития электроэнергетических систем на 2025–2030 годы. В 2024 году Системный оператор разработает еще один основополагающий в сфере перспективного планирования документ – Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики на перспективу 18 лет до 2042 года. В нем будет, в частности, определена структура генерирующих мощностей, в том числе с учетом принятого в стране курса по достижению углеродной нейтральности к 2060 году.

Еще одним ключевым событием станет переход к целевой модели конкурентного рынка электрической энергии и мощности на территориях неценовых зон, к которым относится и ОЭС Востока. С 1 июля 2024 года ожидается включение энергосистемы Востока в общероссийский оптовый рынок электроэнергии и мощности. Этот шаг позволит повысить эффективность работы электроэнергетического комплекса и будет способствовать привлечению в энергетику региона необходимых для поддержания темпов экономического развития инвестиций. Кроме этого, мы ожидаем решений Правительства РФ по развитию генерации в ОЭС Востока, в том числе углеродно-нейтральной –солнечной и ветровой. С учетом высокой скорости строительства ВЭС и СЭС, реализация этих проектов позволит в значительной мере покрыть прогнозируемый дефицит электроэнергии и повысить надежность электроснабжения потребителей востока страны.