Рейтинг как внешний аудит работы власти с бизнесом

Хабаровский край второй год подряд улучшает позиции в Национальном рейтинге состояния инвестиционного климата Агентства стратегических инициатив, однако сам рейтинг внутри региона давно перестал восприниматься как формальный список мест. В управленческой команде его рассматривают скорее как внешний аудит того, насколько власть в принципе умеет работать с бизнесом — не на уровне программ и презентаций, а в ежедневных процедурах подключения к сетям, согласований и выдачи документов.

Именно эту логику сразу зафиксировала руководитель дальневосточного представительства АСИ Ольга Курилова, когда разговор зашёл о качестве данных и отклике предпринимателей. По её словам, отсутствие ответов со стороны бизнеса почти всегда указывает не на проблемы методики, а на разрыв коммуникации: «Если предприниматели не отвечают, значит, с ними в течение года не работали. Или дали не тех предпринимателей, или не те контактные данные. Это сразу видно». В таком виде рейтинг становится прямым индикатором управленческих провалов, а не абстрактной оценкой.

Эта же установка лежит в основе позиции краевого правительства. Первый вице-премьер Сергей Абрамов прямо дал понять, что результаты рейтинга в регионе больше не воспринимаются как коллективная статистика без адресата. «Результаты у нас общие, но ответственность персональная. Эти данные будут основанием для рекомендаций вышестоящим органам, в том числе по возможным ротациям», — подчеркнул он, фактически связав инвестрейтинг с кадровыми решениями.

На практике это означает переход от отчётного подхода к разбору конкретных кейсов. Министр экономического развития Николай Дубинин отмечает, что в 2025 году в крае провели более двух десятков штабных заседаний, куда приглашали предпринимателей, уже прошедших через процедуры подключения и согласований. Такой формат, по его словам, позволяет сразу видеть, где регламент «работает на бумаге», а где бизнес застревает между этапами, даже если формально сроки не нарушены.

Вода и тарифы: пример управляемого результата

Самый наглядный результат этого подхода — сфера водоснабжения и водоотведения. Ещё недавно край находился здесь в середине рейтинговой таблицы: более ста дней на процедуры, высокая стоимость подключения, сложные расчёты. После пересборки сервисной модели МУП «Водоканал» административная часть процесса сократилась почти вдвое, а в отдельных случаях — до трёх–четырёх недель. При этом, как подчёркивают в министерстве, ключевым стало не ускорение «ради цифр», а устранение избыточных этапов, которые не влияли на безопасность или качество.

Параллельно была проведена тарифная ревизия, в которой регион сознательно ушёл от формальных нормативов к анализу реальных ситуаций. Председатель комитета по ценам и тарифам Алена Сидорова объясняет это без обиняков: «Мы перешли к анализу реальных кейсов техприсоединения. Убрали материалы, которые почти не используются, разделили ставки по протяжённости сетей и конструктивным элементам». В результате стоимость подключения по воде снизилась более чем в два раза, а сами ставки стали понятнее для инвесторов, которые теперь видят не расчёт «по максимуму», а ожидаемую фактическую цену.

Электросети и газ: нормативы есть, прозрачности нет

Совсем иначе выглядит ситуация в электросетевом комплексе. Формально средний срок подключения укладывается в нормативы, но при попытке проследить путь конкретной заявки возникает информационный вакуум. Николай Дубинин прямо указывает на системную проблему: «У них есть личный кабинет, но сколько это в днях, мы в онлайн-режиме не видим». Отсутствие прозрачности делает невозможным ни управленческий контроль, ни внятный диалог с бизнесом.

Сами предприниматели на заседании приводили конкретные кейсы. Руководитель проекта «ЛадДом» Михаил Чобитько рассказал, как обрабатывалась его заявка на техприсоединение объекта мощностью 3,3 МВт. «27 декабря 2024-го подали заявку в ДРСК на техприсоединение. 3 месяца у нас велась работа по приёмке документов. Вот вы говорите про 6 дней, 30 дней на весь процесс подключения. Мы 3 месяца только работали по приёму заявки! 7 апреля она принята официально, а 24 июля, спустя ещё 3 месяца, приходит письмо: “Присоединение стоит 600 миллионов. Подтвердите намерение”. Никаких договоров, никаких смет. Мы отправили запрос на предоставление калькуляции и всё... тишина со стороны ДРСК», — сообщил он, добавив, что в другом проекте компании приходилось фактически платить за подключение дважды.

Похожие оценки звучат и со стороны резидентов территорий опережающего развития. Сопредседатель регионального отделения «Деловой России» Андрей Почелинцев отмечает, что регламентные 20 рабочих дней на практике растягиваются до 160, а бизнес не получает ни объяснений, ни ориентиров по срокам. Контраст с соседними регионами, где работают те же сетевые компании, только усиливает напряжение. Зампред правительства края по инфраструктуре Ирина Горбачёва обращает внимание, что в Амурской области показатели Нацрейтинга по электроэнергии значительно выше, хотя речь идёт об одной корпоративной структуре.

С газораспределением ситуация выглядит ещё более закрытой. Средние сроки подключения превышают сто дней, а доступ к агрегированным данным фактически отсутствует. Представители компании настаивают, что процедуры автоматизированы и зачастую выполняются быстрее федеральных нормативов. Заместитель гендиректора «Газпром газораспределение Дальний Восток» Сергей Урывский утверждает: «Договоры иногда выдаются даже быстрее, чем это предусмотрено федеральными нормами». Однако у региональных властей и бизнеса остаётся базовый вопрос — как проверить эти заявления на практике, если статистика и движение заявок не раскрываются.

Репутация региона как главный нематериальный актив

На этом фоне обсуждение теплоснабжения и цифровых сервисов выглядит скорее подготовкой к следующему этапу. Тепло пока не входит в Национальный рейтинг, но регион уже формирует базу респондентов и переводит процедуры в электронный вид, понимая, что с включением этого блока требования к прозрачности будут только расти.

В итоге инвестрейтинг для Хабаровского края постепенно превращается из инструмента сравнения в инструмент системной работы. По воде и водоотведению регион уже показал, что способен быстро перестраивать процедуры и тарифы. Электросети и газ остаются зонами риска — не из-за отсутствия регламентов, а из-за закрытости и разрыва коммуникации. И именно это, как подчёркивает Сергей Абрамов, сегодня становится решающим фактором восприятия региона: «Инвестору важно не только, что ему отвечают, но и как ему отвечают. Любая формальность мгновенно формирует негатив уже к региону в целом».

Тарифы и цены

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

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

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

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

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

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

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

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

Дефицит электроэнергии и модернизация мощностей

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Экспорт

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

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

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

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

Создание новой генерации

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

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

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

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

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

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

Возобновляемые источники энергии и малая генерация

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

[9] СП En+ и China Energy.

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

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

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

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

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

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

Ни убавить, ни прибавить

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

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

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

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

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

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

Задел на будущее

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

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

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

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

Цена завоза

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Первый греет и качает

В котельной ТЭЦ-4 расслышать собеседника непросто: оборудование под нагрузкой шумит изрядно. Однако директору дальневосточного филиала АО УК «Гидро ОГК» Евгению Кухтину не впервой перекрывать голосом производственные децибелы. Их источник на этот раз — насосы, качающие воду, и котёл № 1.

— Сейчас пусконаладка завершена, и проводится режимная наладка котла. То есть он работает на всех возможных режимах — от минимально допустимого до максимально допустимого. При этом он уже подаёт тепло хабаровчанам: вода поступает в котёл, нагревается там и поступает непосредственно в теплосеть города Хабаровска, — громко рассказывает Евгений Кухтин.

В пике первый котёл потребляет 25 тыс. кубометров газа и способен выдавать 180 гигакалорий/час. Всего в котельной их будет шесть, а значит, их суммарная выработка может достигать 1080 Гкал/час. Производительность старенькой ТЭЦ-1 — 400–450 гигакалорий/час. Это значит, что новая станция перекроет предшественницу по результативности генерации тепла более чем в два раза и делать это будет экологичнее. Часть оборудования ТЭЦ-1 хотя и переведена на газ, но уголь всё ещё числится в её «меню». 

Откуда и почём дровишки кубометры?

В проектном режиме для Хабаровской ТЭЦ-4 заложено потребление порядка 234 тыс. м³ газа в час, что составляет около 2 млрд м³ в год. Поставка таких объёмов должна начаться к концу 2026 года. Источником станут сахалинские месторождения.

Сейчас же, по словам министра энергетики Хабаровского края, ведомство совместно с «Газпромом» синхронизирует усилия по созданию необходимой газотранспортной инфраструктуры: строительству ГРС «Горький», которая возводится специально для газоснабжения Хабаровской ТЭЦ-4, а также реконструкции ГРС «Ильинка», которая будет частично обеспечивать газоснабжение станции. По словам министра, сроки работ выдерживаются в соответствии с планом.

В «обмен» на потребляемый объём газа ТЭЦ-4 будет выдавать 410 МВт электрической энергии и 1389 Гкал/ч тепловой.

Удалось договориться и насчёт цены голубого топлива. До недавнего времени Хабаровский край был единственным субъектом РФ, для которого цена газа рассчитывалась по формульному принципу — в зависимости от котировок нефти на Токийской бирже, а также от курса доллара. Соглашение о поставках энергоносителя сроком на 20 лет было подписано в 2005 году с оператором международного проекта «Сахалин-1» — компанией Exxon Neftegas (дочерней структурой американской ExxonMobil).

Когда контракт заключался, условия казались выгодными: доллар стоил 28 рублей. Впоследствии снижение курса рубля приводило к дополнительной нагрузке на региональный бюджет и поиску необходимых субсидий. Теперь, как уверяют власти, всё будет «как у всех».

— Ценообразование будет общероссийским, — рассказал Герман Тютюков в ответ на вопрос корреспондента EastRussia. — Решением правительства Российской Федерации и правительства Хабаровского края мы уже ушли от зависимости от договора с консорциумом Exxon, и с осени прошлого года регулируем цену газа самостоятельно, отталкиваясь от договорённостей с поставщиками, как и другие субъекты Российской Федерации.

На «всякий пожарный случай» для ТЭЦ-4 будет сформирован аварийный запас дизельного топлива, хотя, как уверяет министр, система газоснабжения задублирована таким образом, чтобы максимально избежать возможных катаклизмов. 

Когда ждать мегаватты?

Выработка электроэнергии начнётся после монтажа и пусконаладки газовых и паровых турбин. Газовые турбины должны уже в марте отправиться железной дорогой от завода-изготовителя «Силовые машины» в Санкт-Петербурге. Фундаменты в главном здании станции для них уже готовы, завершается возведение так называемых котлов-утилизаторов — устройств, которые преобразуют потери тепла газовой турбины в полезную тепловую и/или электрическую энергию.

Схема работы выглядит следующим образом: сначала газовая турбина вырабатывает электроэнергию. Побочным продуктом этого процесса становятся выхлопные газы с температурой около 450–600 °C. Котёл-утилизатор отбирает тепло этих газов, генерирует пар и подаёт его на паровую турбину. Она, в свою очередь, использует пар для дополнительной выработки электроэнергии. Такая схема позволяет добиться большей эффективности по сравнению с использованием только газовой турбины.

Дата ввода станции в эксплуатацию уже определена — не позже 1 июля 2027 года. Однако, как уточнил Герман Тютюков, планы более амбициозные:

— Мы стараемся завершить строительство и приступить к наладочным работам под нагрузкой уже до конца 2026 года, — рассказал он EastRussia.

— Андрей Анатольевич, на каком сейчас этапе модернизация Приморской ГРЭС? Что сделано? Что предстоит?

— Мы находимся на середине пути модернизации. Осталось ещё два года. Провести модернизацию всех девяти блоков за четыре года, как планировалось, по меркам энергетики – это очень быстро, просто стремительно!

Сейчас мы в высокой степени готовности по третьему энергоблоку – находимся на стадии пусковых операций и дальнейшему включению в сеть. Ещё будут сопутствующие мероприятия, связанные с аттестацией мощности, но это позже.

Что касается масштаба проделанной работы, то на блоке №3 поменяны 100% поверхностей нагрева, а это суммарно 1200 тонн. Провели модернизацию турбины, замену генератора. Третий блок после модернизации будет соответствовать всем требованиям нового блока. Уникальность его ещё и в том, что он с теплофикационным отбором – обеспечивает теплом и ГВС всех жителей Лучегорска. На станции два таких блока – третий и четвертый. Четвертый у нас в работе сейчас и позволяет покрывать пики в морозы до —30 градусов.

С энергоблоком №6 всё сложнее: хотя объём работ на нём не такой большой, если сравнивать с третьим блоком, но там сложные работы, связанные с модернизацией турбины. Тем не менее, к середине января планируем полностью завершить весь комплекс работ на этом блоке.

После включения в сеть третьего и шестого энергоблоков после модернизации, в энергосистему добавится 300 мВт, как раз в пиковые нагрузки.

— Модернизация обусловлена чем – повышением надежности оборудования или увеличением мощности? Или и то, и другое?

— Конечно же, повышением надёжности, а соответственно, снятием ограничений. Установленная мощность Приморской ГРЭС – 1467 мВт, и к началу модернизации ни один из блоков не нёс свою номинальную нагрузку. Такие ограничения простыми работами устранить было невозможно. Поэтому модернизация – это повышение, в первую очередь, надёжности работы станции, повышение доступности её мощности.

У нас сейчас в работе 6 энергоблоков, нагрузка 820 мВт, то есть 60% мощности. Модернизация уже дает свои плоды. Особенно это видно по блокам 200 мВт: все три, что у нас в работе, несут номинальную нагрузку.

Модернизация, конечно, очень громко звучит, но надо понимать, что в тени модернизации мы проводим очень много плановых ремонтных работ, которые позволяют повысить надёжность работы оборудования. Модернизация – это, как говорится, «надежность в долгую», а ремонт – это «надежность в моменте».

Продукт, который мы вырабатываем – электроэнергия – на склад не положишь, он ценен в моменте. Поэтому модернизация – да, в долгую, ведь при модернизации блок выводится из жизни станции на долгое время. У нас почти год в реконструкции было два энергоблока, сейчас мы их запускаем. Идёт тяжело, есть сложности, потому что оборудование старое и в идеале его бы поменять целиком, но в итоге мы выбираем самые слабые места.

Но планы у нас амбициозные: провести модернизацию всех девяти блоков. Мы начали в 2022 году, за три года провели модернизацию энергоблоков № 1, 5, 8, 9, на финише блоки №3 и №6. Четыре года – шесть блоков. Хотя изначально цели ставились закончить модернизацию в сжатые сроки, но так как работы выполнялись в приоритетном порядке, то при их выполнении возникали сопутствующие работы. Нам пришлось увеличить и ресурс, и финансы, и сроки, и персонал.

— На Дальнем Востоке дефицит энергии…

— Здесь не столько дефицит, сколько проблема в части доступности мощности. Ведь что такое Дальний Восток? Это профицитный север – Хабаровский край, и мощный дефицитный юг – Приморье. На севере есть две крупные ГЭС – Зейская и Бурейская, Нерюнгринская ГРЭС, плюс Хабаровские станции, Комсомольская ТЭЦ – там концентрация энергогенерации. Мы же как энергетический хаб, стоим на перетоках: линия ВЛ—500 кВ Приморская ГРЭС – Варяг, которая соединит север с югом Приморского края, позволит увеличить доступность мощности в части её выдачи. И это делалось, в том числе, под ту модернизацию, которую проводим мы.

— Вы сказали, что модернизация идет быстро. За счет чего удалось этого добиться: есть деньги, оборудование, политическая воля или все сразу?

— У нас было закуплено необходимое оборудование – сразу был приобретён полный комплект турбинного и котельного оборудования, два генератора, роторы турбин. И за счёт того, что у нас всё было уже на ремонтной площадке, тот временной лаг, который обычно уходит на сроки поставок, мы его купировали. По закупкам наши менеджеры отработали очень оперативно и системно.

Набив шишки на ранее модернизированных блоках, особенно в части персонала, мы третий и шестой блоки в общей временной сложности даже раньше закончим. Да, есть кадровая проблема: если в 2020 году мы собирали персонал на Дальнем Востоке – тогда было 560 человек, то сейчас мы собираем не только по России, но и в странах ближнего зарубежья. И это уже другие цифры – на площадке у нас сейчас работает около двух тысяч человек.

Тут надо понимать, что у СГК (Приморская ГРЭС входит в структуру Сибирской генерирующей компании — примечание EastRussia) 26 станций, и мы не единственные, где проходит модернизация, соответственно, часть ресурсов ограничена. В контуре компании много объектов, которые находятся в высокой степени готовности, поэтому некоторые ресурсы приходится перераспределять.

— Вы говорили, что при проведении таких масштабных работ нельзя физически все просчитать. С какими вызовами пришлось столкнуться?

— Раньше, особенно в советские времена, была очень сильная проектная школа, были наработки. Сейчас по тем проектам, по которым проходит модернизация Приморской ГРЭС, есть много вопросов и их приходится решать на месте. Как правило, они выходят на поверхность в самых уязвимых местах, на самом острие, мы их называем «серая зона» — с такими вопросами, вязкими и колкими, приходится разбираться здесь и сейчас. Это очень сильно сдерживает основной процесс и отвлекает ресурс.

Часто появляется много сопутствующих работ: к примеру, разбирая цилиндр низкого давления, понимаем, что в этом месте необходимо что—то поменять, или там требуется ремонт, а чаще замена. В итоге параллельно занимаемся сопутствующим ремонтом, помимо модернизации.

— Потребитель как ощутит или уже ощутил модернизацию?

— Модернизацию станции ощутили уже летом прошлого 2024 года, когда был блэкаут в Приморье. Везде звучало, что на Приморской ГРЭС вышел из строя выключатель на линии 500 кВ. Мы «сели на ноль» с потерей собственной мощности – чтобы было понятно, это как на Северном полюсе на снегоходе заглох двигатель, а вокруг никого нет. Но мы тогда из 700 мВт потеряли всего 300. Из—за того, что Приморская ГРЭС удержала систему, в дальнейшем это позволило подняться остальным станциям в минимальные временные сроки.

Наша модернизируемая мощность в виде четырёх энергоблоков позволяет этим составом оборудования выдавать мощность больше, чем было до модернизации – Приморье это очень хорошо ощущает.

Когда в начале 2025 года мы включили после модернизации блоки №5 и №9, то почти два месяца работали всем составом оборудования и несли нагрузку 1200 мВт. В январе станция достигла исторического максимума по выработке мощности и побила свой рекорд 2009 года. Это, в свою очередь, позволило накопить в водохранилищах ГЭС по метру воды – это колоссальный объём.

— На следующий год какие планы в части модернизации?

— Продолжать. У нас осталось два года. В следующем 2026 году в модернизацию будет выведен седьмой блок. Там будет замена поверхностей нагрева – две тысячи тонн, замена генератора, то есть объем серьезный. Движение задано, персонал организован, подрядчики всё понимают. Вывод в реконструкцию седьмого блока запланирован в середине марта, а ввод в работу блока №6 – 15 января, таким образом, два месяца поработаем всем составом оборудования. Уверен, что мы гарантированно повторим рекорд по выдаваемой мощности 2025 года.

— У вас действует концессионное соглашение по Лучегорску…

— Тепловые сети Лучегорска – это порядка 55 километров труб, при этом они имеют 78% износа. Приморская ГРЭС – единственная теплоснабжающая организация, и мы делаем очень большой объем на теплосетях города. Мы повышаем надежность работы теплосетей, делаем новую трассировку. С 2022 года каждый год мы берём определённый участок и меняем его. Причем, начали с самых проблемных.

В этом 2025 году мы поменяли три участка. Если говорить в цифрах, то это в общей сложности 3 километра труб с сопутствующей арматурой, изоляцией, благоустройством, то есть полный цикл. Система теплосетей Лучегорска, к сожалению, не полностью замкнутая, поэтому мы не только повышаем надежность коммуникаций, но и меняем саму схему.

— Что с долгосрочными планами?

— Профицит точно не про нас, в регионе дефицит электроэнергии. Есть необходимость в строительстве как минимум ещё одного энергоблока на Приморской ГРЭС мощностью 330 мВт. Так что планы у нас амбициозные. Идём вперёд и не останавливаемся!

Локомотивы потребления

По итогам 2025 года потребление электроэнергии в ДФО может вырасти на 3 млрд кВт/ч или 4,5% относительно предыдущего результата и достигнуть 76,1 млрд кВт/ч, а потребление мощности – примерно на 500 МВт, до 11,3 ГВт. На итог может повлиять климатический фактор — нынешняя зима будет отличаться от прошлой, более теплой относительно среднестатистических показателей. Вместе с тем растут запросы самих потребителей, включая новые предприятия.

Сегодня положительная динамика потребления электроэнергии наблюдается практически по всем субъектам федерального округа. Основной вклад в ее увеличение вносит энергосистема Хабаровского края, где 16-процентный рост за 8 месяцев в сравнении с аналогичным периодом 2024 года во многом обязан Малмыжскому горно-обогатительному комбинату, который набирает темпы производства.

Добывающая промышленность стала лидером по росту потребления электроэнергии в ДФО среди предприятий различных видов экономической деятельности (+22,5% к январю-августу 2024 года), информирует первый зампред правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Сергей Павлушко. Вместе с тем свое влияние оказывает развитие транспортной инфраструктуры. В первую очередь это касается железнодорожного транспорта. Согласно прогнозу СО ЕЭС, в ДФО к 2031 году из суммарно оцениваемого в 3,1 ГВт прироста энергопотребления до 40% будет приходиться на Восточный полигон (кстати, сейчас продолжается электрификация линии ДВЖД Волочаевка-2 – Комсомольск – Совгавань, при этом предполагается, что участок Волочаевка – Комсомольск перейдет на электротягу уже в следующем году). Еще 32% придется на т.н. мелкомоторную нагрузку и население, 24% – на добывающую отрасль, 4% – на металлургию. 

Не дать иссякнуть энергии

Специфика энергосистемы Дальневосточного федерального округа в том, что она фрагментирована: пять регионов (Амурская область, ЕАО, Хабаровский край, Якутия, Приморье) входят в объединенную энергосистему Востока, два (Забайкалье, Бурятия) – в ОЭС Сибири, а еще четыре (Камчатка, Чукотка, Сахалин и Магаданская область) работают в изолированном режиме. И во всех сегментах сказываются накопленные годами проблемы, как, например, небольшие резервы мощностей.

«У нас достаточная аварийность на генерирующем оборудовании, которое недофинансировано годами ранее и, как следствие, имеющее не сильную надежность в своей работе», – рассказал Сергей Павлушко, заверив, что энергетиками проводятся различные мероприятия, минимизирующие риски.

Так, для обеспечения устойчивого прохождения осенне-зимнего периода и поддержания надежности энергоснабжения Приморья завершается строительство подстанции 500 кВ Варяг и ЛЭП 500 кВ Приморская ГРЭС – Варяг. Ввод этих объектов обеспечит надежный переток мощности в приморскую энергосистему, хотя остаются риски по другим контрольным сечениям, говорит представитель СО ЕЭС.

В то же время в объединенной энергетической системе Востока вследствие ее замкнутости нарастает нехватка электроэнергии. «Первый дефицит появляется в 2026 году – это 1,5 ГВт. Сейчас активно работаем с Минэнерго РФ по вопросам, которые помогут это нивелировать», – проинформировал директор департамента инвестиционного развития Дальнего Востока и Арктики Минвостокразвития Илья Чернов.

Ситуацию может усугубить достижение Зейским водохранилищем уровня мертвого объема (УМО), ниже которого нельзя поддерживать надежную работу гидротехнических сооружений. По счастью в этом году был большой приток воды, отметил Сергей Павлушко, благодаря чему удалось восстановить водные ресурсы, что позволит увеличить выработку Зейской ГЭС в предстоящий сезон и за счет этого покрыть потребность в электроэнергии в ОЭС Востока. По его словам, дефицита электроэнергии вплоть до начала 2027 года не ожидается. А в 2027-м уже должны появиться новые источники энергии – солнечные электростанции, к 2028-му – ветрогенерация (о перспективах развития энергетики на основе ВИЭ см. материал EastRussia «Приамурье запитают солнца»). В федеральном округе запланировано к реализации 520 МВт ветровых и 1,7 ГВт солнечных электростанций.

Одну из крупнейших СЭС построят в Еврейской автономной области. «В октябре началось строительство солнечной электростанции в районе села Камышовка. Коллеги защитили по экономии этот проект, и сегодня они занимаются непосредственно подготовкой, уже на земле. На строительство у них всего два года. То, что они делают, [обеспечит] стабильное энергоснабжение, потому что для Еврейской автономной области это проблема. Проблема приглашать инвесторов и запускать проекты, когда не хватает мощностей», – пояснила губернатор ЕАО Мария Костюк. 

Инвесторы оценивают риски

Действительно, на ситуацию со стабильным обеспечением теплом и электроэнергией должна повлиять реализация инвестиционных планов. Обновленная редакция Схемы и программы развития электроэнергетических систем России в 2025-2030 годы (СиПР) находится сейчас на рассмотрении в Минэнерго РФ. Так, с учетом прогнозируемого среднегодового темпа прироста потребления электроэнергии в ДФО на уровне 4,6% документ предусматривает строительство более 3,7 ГВт новой тепловой генерации в регионе: 1,3 ГВт на угольном топливе и почти 2,4 ГВт – на газе. В настоящее время строятся на замену выбывающих мощностей ТЭЦ в Артеме и Хабаровске, плюс два энергоблока будут введены на Партизанской ГРЭС. Срок запуска объектов – 2027 год.

Вместе с тем остается нерешенным вопрос с проектами по строительству генерации суммарной мощностью около 900 МВт (без учета сегмента ОЭС Сибири). На участие в конкурентных отборах мощности, предусматривавших строительство станций в Хабаровском крае и Приморье на 500 МВт, не было подано ни одной заявки, что создает угрозу серьезных ограничений для промышленных потребителей, подчеркнул сенатор от Хабаровского края Виктор Калашников.

Потенциальных инвесторов не устроили экономические параметры проектов, уточнил Сергей Павлушко. «Нужно отметить специфику самой территории, вопросы с топливообеспечением, с высокой кредитной ставкой. Главная генерирующая компания, которая работает на Дальнем Востоке, – это «РусГидро». У нее высокая закредитованность в силу того, что она уже реализует на Дальнем Востоке много инвестиционных проектов, и в нынешних условиях ей сложно кредитоваться», – пояснила замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Ольга Арутюнова.

При этом в министерстве рассчитывают, что в конце года состоится конкурсный отбор на строительство 1050 МВт генерации в Забайкалье и Бурятии. «Там тоже возникает дефицит. Забайкалье и Бурятия – это территория технологически необходимой генерации, там утверждены экономические и технические параметры [проектов]…Предполагается, что уже есть потенциальные инвесторы, поэтому рассчитываем на то, что этот конкурс, в отличие от конкурса, который проводился в Приморском и Хабаровском крае, все-таки с высокой вероятностью состоится», – отметила представитель Минэнерго.

По ситуации в Приморье и Хабаровском крае представляются два решения, продолжает Сергей Павлушко. Можно пойти по пути назначения инвестора (это может быть «РусГидро» или «Сибирская генерирующая компания», которой принадлежит Приморская ГРЭС) либо, что более реалистично, увеличить срок службы планируемых к выводу Хабаровской ТЭЦ-1 и Артемовской ТЭЦ. «И этот период продления старых машин – не позднее, чем в соответствии с генсхемой появится в Приморье атомная электростанция. Как только появится АЭС, мы сможем старые турбины выводить», – рассуждает первый зампред правления СО ЕЭС.    

Атомная станция в Приморье будет иметь два энергоблока по 1000 МВт, первый планируется ввести в 2033 году, второй – в 2035-м, сообщила директор департамента энергетической политики ГК «Росатом» Марина Киселева. Еще одна двухблочная АЭС запланирована в Хабаровском крае. При этом госкорпорация готова пойти на предложение краевых властей и приступить к стройке раньше, перенеся срок ввода станции с 2041-2042 годов на 2037-2039-й. Также по инициативе региона «Росатом» намерен увеличить мощность каждого энергоблока АЭС в Хабаровском крае с 600 до 1000 МВт.

Для компании самое главное сейчас – найти финансирование. Госкорпорация при реализации подобных проектов привлекает собственные средства от продажи электроэнергии и мощности от атомных блоков, построенных по программе договоров о предоставлении мощности (ДПМ) в 2009-2020 годах. Однако в связи с масштабной программой развития атомной генерации у «Росатома» будут кассовые разрывы, возврат по ДПМ вложенных средств составляет 25 лет, а срок сооружения АЭС большой мощности – почти десять, рассказала Марина Киселева. «Мы вынуждены будем обратиться к банковскому финансированию, но видим ограниченность банковского сектора», – предупредила менеджер.

В качестве других инструментов финансирования «Росатом» обсуждает возможности доступа к средствам Фонда национального благосостояния и госсубсидирования процентных ставок. Еще один способ получить нужные средства – возобновить действие механизма инвестиционной надбавки к тарифу. «Мы им пользовались в 2011-2012 годах. Сейчас совместно с Минэкономразвития просчитываем, на какой объем мы можем вернуть этот механизм… Мы имеем право его использовать, нужно только продлить срок», – пояснила Марина Киселева.

Относительно новых объектов энергетики основная сложность связана со стоимостью привлекаемых денег, соглашается директор по развитию энергорынков ООО «Сибирская генерирующая компания» (СГК) Антон Данилов. Сейчас соотношение долга и EBITDA у энергохолдинга высокое, и сложно объяснить банкам, почему они должны открыть кредитование под новое строительство, отметил он. 

Включи или плати

СГК в настоящее время модернизирует Приморскую ГРЭС и думает построить на тепловой электростанции дополнительно один или два энергоблока по 250 МВт. Между тем возникает проблема со схемой выдачи мощности. «Риски высокие, потому что «Россети» в этом проекте имеют желание модернизировать свои подстанции, на которые мы выдаем. А это десятки миллиардов рублей», – объяснил представитель СГК.

Другой аспект касается поставок угля. Приморская ГРЭС раньше потребляла 5 млн т угля в год. За счет текущей модернизации этот объем возрастет примерно до 11 млн т, а если будет дополнительный блок, – до 12,5 млн т. Соответственно угольные предприятия, которые питают ГРЭС, должны увеличить добычу более чем вдвое. Это тоже обернется серьезными инвестициями, и угольщики должны иметь гарантии, что их вложения не окажутся напрасными, тогда как риски невостребованной генерации существуют, не исключил Антон Данилов.

Расчетный показатель прироста энергопотребления в ДФО до 2031 года в 3,1 ГВт, судя по всему, не окончательный. По словам Сергея Павлушко, эта цифра не учитывает потенциальных потребителей с совокупной мощностью около 7,5 ГВт, заявляемых региональными органами исполнительной власти. «Необходимо согласовать этот перечень со всеми заинтересованными сторонами и принять решения о строительстве дополнительной генерации, чтобы избежать с одной стороны избыточных вложений в развитие энергетики, с другой – возможного риска нехватки энергомощностей», – предлагает он.

«Если потребитель не реализует свой инвестпроект, а мощность будет введена в эксплуатацию, то это значит, что ее оплата ляжет дополнительным бременем для всех остальных потребителей. Этот негативный эффект хотелось бы свести к минимуму», – сказала Ольга Арутюнова.

Она сообщила о проработке вопроса о расширении механизма бери или плати (take or pay) для крупных энергопотребителей, что должно гарантировать в будущем использование мощности. Такой принцип предусмотрен на Чукотке в рамках проекта Баимского ГОКа, который будет запитан от плавучей атомной станции (энергоблоки ПАЭС планируется ввести с 2028 по 2031 год).

Ключевой элемент схемы take or pay – наличие якорного потребителя, который гарантирует объем потребления. Это дает возможность возводить даже дорогостоящие генерирующие объекты, резюмируют в Минэнерго.