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»).

Как не утонуть под прессом инвестиций

За последние несколько лет модернизаций и строительством был охвачен ряд дальневосточных авиаузлов (Магадан, Южно-Сахалинск, Петропавловск-Камчатский, Хабаровск, Благовещенск, Улан-Удэ), а также менее крупных аэропортов, но достаточно значимых с точки зрения связанности населенных пунктов внутри регионов (например, Нерюнгри, Певек, Вилюйск, Усть-Камчатск и др.) Подобные проекты в ближайшие годы планируется реализовать в Чите, Комсомольске-на-Амуре, Тынде, Мирном, Беринговском и т.д.  

Между тем необходимость окупать финансовые вложения в эти стройки может войти в прямое противоречие с доступностью цен по обслуживанию регулярных авиарейсов, включая социально значимые направления, которые дотируются из региональных бюджетов. Проблематика обсуждалась на сессии «Воздушные артерии: стратегия развития авиации Дальнего Востока и Арктики», которая состоялась в рамках прошедшего на Камчатке VI Форума устойчивого развития.

Постройка новых аэровокзальных комплексов – это прекрасно, говорит блогер Елена Шишкина, специализирующаяся на теме путешествий, но, вероятно, инвестиционная составляющая отражается в тарифах для авиакомпаний. Возможно, крупные перевозчики дополнительную нагрузку вполне потянут, однако небольшие авиапредприятия, в том числе регионального уровня, нет, и им придется уходить с маршрутов, обеспокоена блогер.

Безусловно, каждый вложенный в инфраструктуру рубль нужно окупать, и это будет оборачиваться некоторыми затратам для эксплуатантов авиапарка, соглашается генеральный директор международного аэропорта Хабаровск Юрий Кондратчик. «Конечно, со стороны аэропортовых компаний должна проводиться определенная работа, чтобы для перевозчиков, которые сегодня находятся в сложных условиях технического обслуживания воздушных судов, доступности флота, поддержания летной годности, минимизировать эту финансовую нагрузку, чтобы в целом могли летать больше, активнее и доступнее», – рассказал менеджер, заверив, что хабаровский авиаузел является конкурентоспособным с точки зрения стоимости наземного обслуживания флота.

Авиакомпании сегодня внимательно смотрят на свои затраты, в том числе аэропортовые услуги. «Мы понимаем, какие им нужны показатели по тарифам. Если ориентироваться исключительно на потребности пассажиров, все хотят, чтобы было красиво, при этом никто не хочет платить больше», – рассуждает Юрий Кондратчик.

Тем не менее в каждом билете все равно будет присутствовать тарифная часть аэропорта, предупредил он.

Инвесторам, финансирующим аэропортовое хозяйство, важно сбалансировать социальную, сервисную составляющую и необходимость финансовых вливаний, чтобы «под прессом инвестиций не утонули будущие поколения», заявил заместитель генерального директора по связям с общественностью компании «Аврора» Валерий Крипа.

При этом в случае с крупными воздушными гаванями в принципе понятно, как будут отбиваться вложения, но с малыми возникает множество вопросов. «Да, появились удобные аэропорты, хорошо, что там есть коммерческие площади, которые позволяют окупать вложенные инвестиции и создавать определенный сервис для пассажиров. Но найдется ли [подобная] модель для эксплуатации небольших аэропортов? Этот вопрос не решен», – резюмирует представитель «Авроры». 

Полетит – не полетит

Существует реестр социально значимых авиасообщений, в котором порядка 500 маршрутов, продолжает Валерий Крипа, однако по части из них рейсы выполняются всего лишь раз в месяц, а где-то перевозчики и вовсе перестали летать. Причем у авиации есть понимание, что полеты нужно выполнять. «Для нас важны не только перевозки, которые держатся за счет туристического потока, но и те, когда люди летят, чтобы просто посетить врача, молодежи добраться до учебного заведения, посетить своих родственников и т.п.», – подчеркнул менеджер.

На эту проблему зачастую влияет нехватка флота. С учетом возраста парка советского производства и наличия иностранных воздушных судов для сохранения объемов перевозок ключевым условием является выполнение капиталоемких мероприятий по поддержанию летной годности авиатехники. С выводом новых самолетов в серийное производство, как ожидается, ситуация способна улучшиться, правда, эксплуатанты понесут затраты по оплате лизинговых платежей. И если будут еще расти аэропортовые сборы, вряд ли у перевозчиков появится дополнительный стимул обновлять воздушный парк.

Экономическое положение перевозчиков в ДФО сегодня непростое, а процесс интеграции в единый авиахолдинг затягивается. Как известно, объединенная дальневосточная авиакомпания создается на базе «Авроры» с 2021 года, но фактически региональные авиапредприятия до сих пор самостоятельно ведут свой бизнес.

«Мы только в начале пути, видим [необходимость], чтобы в этом региональном сегменте уровень сервиса, уровень безопасности, уровень регулярности и комфорта для пассажиров поднялись до того же уровня, как в «Авроре». Но этот путь очень долгий, не простой. Без смены воздушных судов, без дополнительных инвестиций, в том числе в наземную инфраструктуру, пройти его невозможно», – сказал Валерий Крипа.

По его мнению, на дальнейшую интеграцию понадобится еще ориентировочно пять лет.

Помимо этого, большая проблема связана со снижением субсидируемых рейсов, что напрямую влияет на доступность авиаперевозок и, как следствие, на их объем. Например, цена перелета по маршруту Тикси – Якутск доходит в 55 тыс. руб. (перелет из Якутска в Тикси занимает порядка трех часов – прим. ред). Для большинства семей с небольшими доходами это неподъемная сумма, поэтому люди просят скорейшего восстановления субсидированных авиабилетов, обращают внимание в парламенте республики (Ил Тумэн).

Известно, что глава региона Айсен Николаев поручил внести задачу по погашению задолженности перед местными авиакомпаниями за прошлый год в число наиболее приоритетных для отдаленных районов Якутии вопросов. Руководством республики сформирована соответствующая заявка в федеральный бюджет. 

Поднебесная поможет

Поддержать авиаперевозчиков во многом сможет расширение маршрутной сети с Китаем. К 2030 году поток туристов из КНР в Россию увеличится в семь раз и составит 5,5 млн человек, из которых примерно треть посетит регионы Дальневосточного федерального округа, заявил замминистра экономического развития РФ Дмитрий Вахруков.

Большинство гостей будет приезжать через наземные пункты пропуска – более 1 млн человек. Поэтому автобусы станут основным видом транспорта. В то же время еще примерно 600 тыс. человек, приезжающих на Дальний Восток, воспользуются услугами авиации, дал прогноз замглавы Минэкономразвития.

Для этого количество прямых авиарейсов между городами ДФО и Китая необходимо увеличить с нынешних 50 в неделю до 350. Возможностями только российских перевозчиков эту цифру не осилить, поэтому целесообразно постепенно подключать к перевозкам китайские авиакомпании – в большей доле, чем это есть сейчас, добавил Дмитрий Вахруков.

Стоит сказать, российские авиапредприятия заявляли в прошлом году, что китайские перевозчики уже заметно наращивают свое присутствие на маршрутах между РФ и КНР, оказывая серьезное давление на отечественную авиацию (о ситуации см. материал EastRussia «Аэропорты меряются крыльями»), и просили регулятора отреагировать на обозначившуюся тенденцию. Судя по всему, федеральные власти отдают себе отчет, что возможности российского авиапарка пока ограничены, в том числе, с учетом сдвига вправо проектов по разработке самолетов новых серий.

А вот аэропортам следует готовится к растущему спросу на эти международные направления. Так, ожидается, что Петропавловск-Камчатский возобновит зарубежные рейсы в этом году. В новом здании аэровокзала должен заработать полноценный сектор международных авиалиний.

«На сегодняшний день мы ждем окончания [работ] со стороны Росгранстроя, который выполняет госконтракт – это перевооружение пункта пропуска через государственную границу. Соответственно после выполнения их работ мы пойдем по ведомствам согласования определенной документации, чтобы можно было открыть международные рейсы», – проинформировал Сергей Бубнов, руководитель международного аэропорта Петропавловск-Камчатский (Елизово).

Одновременно при содействии правительства Камчатского края рассматриваются возможности об открытии авиасообщений между столицей полуострова и аэропортами Китая, уточнил он.

Но опять же, подчеркивает Валерий Крипа, отрасли необходимо найти баланс между развитием авиаперевозок в интересах местного населения и в интересах туристического потока.

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.

Сложности создания новых объектов генерации

Основной проблемой для создания новых энергомощностей на Дальнем Востоке остается стоимость строительства. В августе на конкурентный отбор по строительству новой генерации (КОМ НГ) в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока не поступило ни одной заявки, из-за чего он был признан несостоявшимся. Базовый уровень нормы доходности для новых мощностей, требующихся для закрытия прогнозируемого энергодефицита, должен составить 14% при прогнозируемой инфляции в 4%. В частности, в Приморском крае новая генерация с локализованным оборудованием (мощностью до 250 МВт) должна быть введена в эксплуатацию до 1 декабря 2027 г., в Хабаровском крае (250 МВт) – до 1 июля 2030 г. Предельный уровень капитальных затрат с технологическим присоединением к электро- и газовым сетям в Приморье должен составить 183 млн рублей за 1 МВт, в Хабаровском крае – 753 млн рублей за 1 МВт.

Изначально в качестве потенциальных участников отбора на Дальнем Востоке рассматривались «Сибирская генерирующая компания» (СГК), «АЛРОСА» и «РусГидро». Но «РусГидро» на текущий момент строит в Дальневосточном ФО шесть крупных объектов тепловой генерации общей электрической мощностью 2 ГВт и тепловой мощностью 2,7 тыс. Гкал, реализует проекты модернизации действующих мощностей. В связи с этим в холдинге отмечают отсутствие свободных финансовых ресурсов^[1] для участия в новом отборе.

Со своей стороны, в Минэнерго намеревались финансировать строительство за счет ускорения процесса либерализации цен дальневосточных ГЭС, поскольку в настоящее время доля свободной продажи выработки ГЭС ограничена 2,5%, и использования механизма фабрики проектного финансирования (ВЭБ.РФ, «Дом.РФ»).

В «Совете рынка» не исключают возможность директивного определения генерирующих объектов в рамках нового инвестиционного механизма на оптовом рынке электроэнергии и мощности. Тем не менее пока такого механизма не вводилось.

Тем временем в южной части Приморского края к 2035 г. планируется строительство Приморской АЭС мощностью 2 ГВт. Строительство АЭС должно начаться в 2027 г. В регионе предполагается построить два энергоблока типа ВВЭР-1000 мощностью 1 ГВт каждый и подвести к ним ЛЭП 500 кВ общей протяженностью более 200 км. В июне в «Росатоме» сообщили об утвержденном графике возведения энергоблоков. В частности, заливка первого бетона на площадке энергоблока № 1 запланирована на декабрь 2027 г., а его сдача в эксплуатацию – на 2033 г., сдача в эксплуатацию энергоблока № 2 – на 2035 г.

Что касается места для строительства, то по итогам предварительного анализа природных условий, в качестве наиболее перспективной рассматривается площадка вблизи ЗАТО Фокино. Окончательный выбор площадки и ее обоснование планируется выполнить при разработке обоснования инвестиций (ОБИН) в строительство Приморской АЭС. Общественные слушания о месте размещения АЭС в Приморье должны быть проведены до конца текущего года.

Минэнерго летом предложило утвердить объем капитальных затрат (CAPEX) строительства парогазовой Южно-Якутской ТЭС компании «Газпром энергохолдинг» в Якутии (поселок Чульман, Нерюнгринский район) на уровне 128,8 млрд рублей (без учета затрат на технологическое присоединение) в ценах 2025 г. Новая ТЭС должна обеспечивать энергоснабжение Восточного полигона «РЖД» и покрытие энергодефицита в энергосистеме Востока. При этом в Минэнерго предлагают снизить мощность ТЭС с 330 МВт до 313 МВт.

Напомним, что «Газпром энергохолдинг» был назначен Минэнерго ответственным за строительство ТЭС в апреле 2023 г. Работы начались в июне 2024 г., но финансовые параметры проекта не утверждены. «Газпром энергохолдинг» рассчитывает построить к ТЭС 7,5-километровый газопровод-отвод от магистрального газопровода «Сила Сибири» (годовое потребление – около 0,5 млрд куб. м газа). Стоимость его строительства оценивается в 4,878 млрд рублей.

Первую очередь ТЭС из двух газотурбинных установок холдинг планирует запустить в сентябре 2026 г., а к осени 2027 г. предполагается надстроить паровую турбину. Ускорить строительство предполагается с помощью установки газовых турбин AGT-110 производства китайской компании AECC Gas Turbine^[2]. Технологическое присоединение Южно-Якутской ТЭС к электросетям предварительно оценивается в 14,8 млрд рублей.

По предварительным подсчетам, строительство Южно-Якутской ТЭС может обойтись в 411 млн рублей на 1 МВт (без учета расходов на технологическое присоединение к электрическим сетям), что заметно выше, что у сопоставимых объектов. Так, например, в соответствии с утвержденными правительством параметрами отбора и экономическими условиями для создания новой генерации предельные удельные капитальные затраты на строительство новой газовой генерации в Приморском крае на локализованном оборудовании с учетом присоединения к электрическим и газовым сетям составляют 183 млн рублей на 1 МВт.

В правительстве летом рассматривали возможность переноса начала поставки мощности четвертого энергоблока Нерюнгринской ГРЭС (ПАО «РусГидро») с 1 января 2026 г. на 1 декабря 2026 г., а пятого энергоблока – с 1 января 2026 г. на 1 июля 2026 г. На станции должны быть построены два новых энергоблока общей мощностью 450 МВт для энергоснабжения Восточного полигона, суммарная установленная мощность ГРЭС увеличится до 1020 МВт.

Ранее «РусГидро» в марте предлагало перенести ввод четвертого энергоблока на 1 июля 2028 г., а пятого – на 1 октября 2029 г. в связи с задержками в поставках оборудования компанией «Силовые машины». Согласно договору, оно должно быть передано «РусГидро» в первом квартале 2026 г. Но на сегодняшний день «РусГидро» ожидают, что турбины будут поставлены не раньше конца 2026 г., кроме того, еще полтора года потребуется на монтаж и пусконаладочные работы. По оценке правительственной комиссии, паровые турбины для Нерюнгринской ГРЭС должны быть поставлены «Силовыми машинами» в приоритетном порядке в 2026 г.

В итоге в октябре стало известно, что по решению правительства^[3] «РусГидро» получит два года отсрочки по запуску 450 МВт новой мощности на Нерюнгринской ГРЭС, без штрафных санкций. Сроки ввода двух угольных энергоблоков перенесены на 31 декабря 2027 г., а даты начала поставок мощности – на апрель 2028 г. Также в «РусГидро» предупредили о задержках в возведении новых энергоблоков на Якутской ГРЭС-2 и Артёмовской ТЭЦ-2 в Приморье. Основной причиной задержки объявлена высокая загрузка производственных мощностей компании «Силовые машины».

Между тем работающая в Якутии компания «Эльга» предлагает построить Канкунскую ГЭС в республике мощностью 1 ГВт за счет частных инвестиций. Помимо того, в компании рассматривают возможность реализации всего проекта каскада Южно-Якутской ГЭС мощностью до 10 ГВт.

Канкунская ГЭС включена в генеральную схему размещения объектов электроэнергетики до 2042 г. Ее планируется разместить на реке Тимптон (Алданский и Нерюнгринский районы). Проектная выработка станции должна составить 4,86 млрд кВт*ч. В соответствии с генеральной схемой, станцию планируется ввести в эксплуатацию в 2036 г., а с 2039 г. ее мощность должна достичь 1 ГВт.

Стоит отметить, что ПАО «РусГидро» приступало к проектированию Канкунской ГЭС», ее предполагалось построить в рамках инвестиционного проекта «Комплексное развитие Южной Якутии». Но еще в 2012 г. холдинг исключил проект из своей инвестиционной программы.

Тарифы 

При этом правительство РФ в сентябре одобрило схему поддержки ПАО «РусГидро» для стабилизации финансового состояния холдинга. Предложенные меры включают продление действия механизма субсидирования потребителей электроэнергии Дальнего Востока за счет остальной части страны, запрет на выплату дивидендов компании и увеличение доли продажи электроэнергии ГЭС в ДФО по рыночным ценам.

Так, действие механизма выравнивания энерготарифов на Дальнем Востоке до среднероссийского уровня за счет оптового энергорынка (так называемой дальневосточной надбавки) будет продлено с 2028 г. по 2035 г. Половину надбавки в размере 15,2 млрд рублей в год предполагается направлять на развитие энергетической инфраструктуры технологически изолированных энергосистем Якутии, Камчатского края, Магаданской и Сахалинской областей, Чукотского АО.

Правительство также одобрило введение моратория на выплату дивидендов «РусГидро» до 2030 г. Вместо выплат акционерам (62,5% холдинга у Росимущества, 12,37% у ВТБ, 9,61% у холдинга En+) чистая прибыль компании будет перераспределяться на текущую инвестиционную программу. Совокупный эффект от этого до 2030 г. предварительно оценивается в 175,8 млрд рублей.

В целях ускорения либерализации цен на Дальнем Востоке планируется увеличить объем продаж электроэнергии и мощности дальневосточных ГЭС по рыночным ценам с 2,5% до 100% уже с 2026 г. При этом для населения регулируемые тарифы будут сохранены. Ожидается, что ускоренная либерализация цен позволит «РусГидро» сформировать дополнительные маржинальные доходы. Экономический эффект до 2030 г. оценивается в 141,2 млрд рублей. Напомним, что продажа электроэнергии по свободным ценам на Дальнем Востоке в настоящее время предусмотрена только для тепловой генерации, а доля свободной продажи выработки ГЭС установлена в размере 2,5%, но предполагается ее увеличение.

Возобновляемые источники энергии

В сфере возобновляемой энергетики, заявленный суммарный плановый объем установленной мощности на дополнительном отборе дальневосточной ВИЭ-генерации составил 1 563,786 МВт, включая 519,701 МВт для ветряной генерации и 1044,085 МВт для солнечной генерации. Всего в августе было отобрано 45 проектов, общая сумма требуемой годовой выручки составила порядка 35,597 млрд рублей.

Новые объекты генерации должны быть размещены в Амурской области, Еврейской АО и Хабаровском крае – восточнее контролируемого сечения «ОЭС – Запад Амурэнерго» и западнее сечения «Переход через Амур». Степень локализации ВЭС должна соответствовать 87 баллам, для СЭС – 110 баллам. За счет проведенного отбора планируется частично покрыть прогнозируемый в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока дефицит в 1,7 ГВт. В отношении всех отобранных таким образом проектов будут заключены договоры, которые обеспечат инвесторам получение оплаты мощности в течение 15-летнего периода исходя из заявленных на отбор ценовых параметров.

В частности, всю квоту в объеме 1044 МВт на строительство солнечных электростанций с вводом в 2026-27 гг. в ДФО получила компания «СЭР Дальний Восток» (группа «Хэвел»). Мощность СЭС в Еврейской АО достигнет 624 МВт (ввод в эксплуатацию намечен на 2026 г.). Показатель эффективности генерирующего объекта ВИЭ (LCOE) составит 13 741,13 рублей за МВт*ч. Плановый годовой объем производства энергии оценивается в 777 773,8 МВт*ч. Мощность СЭС в Амурской области составит 420 МВт (ввод в эксплуатацию в 2027 г.). Показатель эффективности (LCOE)^[4] оценен в 13 047,92 рубля за МВт*ч, плановый объем производства энергии – 544 607,43 МВт*ч в год.

АО «ВетроСПК» (входит в группу «Росатом возобновляемая энергия») получило часть квоты (370 МВт) на строительство трех ветряных электростанций (ВЭС). Так, к 2027 г. компания намерена построить в Амурской области ВЭС мощностью 89,837 МВт с показателем эффективности 11 745,77 рублей за МВт*ч и плановым объемом производства 236 252,503 МВт*ч в год. К 2028 г. в Амурской области инвестор должен также построить ВЭС мощностью 140 МВт с показателем эффективности 11 094,35 рублей за МВт*ч и объемом производства 368 172 МВт*ч. Наконец, в Хабаровском крае к 2028 г. планируется разместить ВЭС мощностью 139 864 МВт с показателем эффективности 11 094,35 рублей за МВт*ч и плановым объемом выпуска 367 814,969 МВт*ч.

Часть квоты на ВЭС мощностью 150 МВт получила компания «Форвард Энерго»^[5]. Ее планы включают строительство в Амурской области к 2027 г. ВЭС мощностью 150 МВт с показателем эффективности 11 745,77 рублей за МВт*ч и плановым объемом производства электроэнергии 499 320 МВт*ч.

Тем временем в Еврейской АО «Юнигрин Энерджи» планирует построить крупную солнечную сетевую электростанцию мощностью около 600 МВт. Объем инвестиций в проект оценивается в сумму порядка 60 млрд рублей. Компания подписала соглашение с властями Еврейской АО в июне на Петербургском международном экономическом форуме (ПМЭФ-2025). Новый энергетический комплекс предполагается разместить на территории Камышовского сельского поселения (Смидовичский район), завершение строительства намечено на конец 2026 г. «Юнигрин Энерджи» также планирует построить к 2027 г. в Амурской области чуть более крупную солнечную электростанцию мощностью около 650 МВт.

«Норникель» в июле начал строительство солнечной электростанции в вахтовом поселке Таёжный Быстринского ГОКа (ООО «ГРК Быстринское») в Забайкальском крае (Газимуро-Заводский муниципальный округ). Запуск станции должен состояться до конца текущего года. Мощность каждого солнечного модуля составит 565 Вт (общее количество модулей – около 1000). Суммарная мощность электростанции достигнет около 518 КВт. На участке также будет установлена метеостанция для отслеживания погодных условий. Вахтовый поселок Быстринского ГОКа призван стать первым объектом «Норникеля», где действует объект солнечной энергетики.

Что касается обеспечения энергетической инфраструктурой крупных промышленных объектов, то ПАО «Россети» планирует к концу текущего года построить ЛЭП 110 кВ протяженностью 85,5 км для энергоснабжения комбината на Зашуланском каменноугольном месторождении в Красночикойском муниципальном округе Забайкальского края (АО «Разрезуголь»). Стоимость работ превышает 3 млрд рублей.

Между тем в августе в Амурской области «Россети» приступили к строительству 60-километровой кабельно-воздушной линии электропередачи, обеспечивающей первую категорию надежности электроснабжения космодрома Восточный, который будет присоединен к сетям через два питающих центра – магистральные подстанции 220 кВ и 500 кВ. Таким образом предполагается минимизировать риски перебоев подачи энергии. В настоящий момент космодром обеспечен электроснабжением только от одной подстанции 220 кВ.

Тем временем по итогам первого полугодия 2025 г. Россия сократила экспорт электроэнергии в Китай на 60% относительно аналогичного периода прошлого года – до 200 млн кВт*ч, в силу сохраняющегося энергодефицита на Дальнем Востоке. Данный показатель стал историческим минимумом поставок в Китай. В частности, в 2010-20 гг. среднегодовой объем экспорта электроэнергии из РФ в КНР находился на уровне 3 млрд кВт*ч.

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

[1] Стоимость пятилетней инвестиционной программы «РусГидро» составляет более 1,1 трлн рублей, из которых более половины составляют заемные средства.

[2] Прототипом AGT-110 считается разработка ГТД-110 (ГП НПКГ «Зоря» - «Машпроект» (Украина)).

[3] Согласно материалам заочной правительственной комиссии по развитию электроэнергетики от 15 октября.

[4] Одноставочная цена поставки (стоимость электроэнергии и мощности).

[5] Принадлежит Федеральному агентству по управлению государственным имуществом (Росимущество). До 25 апреля 2023 г. крупнейшим акционером являлась финская компания Fortum.

Предельная норма

Проблема остро встала в феврале, когда жители получили счета на оплату электроэнергии за январь с пятизначными цифрами. Тарифы выросли после вступления в силу постановления правительства № 1469. Документ меняет порядок расчета платежей и устанавливает лимиты для населения от 0 до 6 000 киловатт-час в месяц.

С 1 января в России начали действовать три новых диапазона потребления электроэнергии.

Первый уровень — от 0 до 3900 киловатт-часов в месяц — льготный: цена на электроэнергию устанавливается согласно предельным показателям для каждого региона и ежегодно индексируется.

Второй уровень — от 3900 до 6000 киловатт-часов в месяц — «экономически обоснованный».

Третий уровень — свыше 6001 киловатт-часов в месяц — «как для коммерческих потребителей»: не ниже цены на электроэнергию на низком уровне напряжения (220–380 В).

Постановление распространяется на все российские регионы и официально призвано ограничить майнеров, которые занимаются бизнесом без создания ИП. Закон о майнинге действует с 1 ноября 2024 года. «Майнить» могут как организации и предприниматели, так и частные лица, причем последние должны укладываться в установленные лимиты потребления электроэнергии для физических лиц. С 1 января, если майнер превысит лимит, то обязан будет зарегистрировать ИП.

Однако инициатива, призванная упорядочить добычу цифровой валюты, ударила по населению. Порядка семи тысяч человек подписали петицию против предельной нормы потребления электричества с требованием установить справедливый тариф.

«Счет за январь у моей мамы, инвалида второй группы, проживающей в небольшом доме, составил 21259 рублей. Ранее самая большая сумма не превышала 12 тысяч рублей в месяц», – рассказывает жительница Владивостока Елена Замятина.

«У меня частный дом, где стоит обогреватель, рассчитанный на 9 кВт/ч при максимальной мощности. Умножаем на 24 часа и получаем 216 кВт в сутки или порядка 6,5 тысяч кВт в месяц. Это только обогрев, без учета титана, холодильника, стиральной машины и другой бытовой техники», – делится житель Находки Александр Посуданский.

То есть если потребитель сожжет свыше 6 тысяч кВт в месяц, он будет платить минимум на 10 процентов больше, чем по льготному тарифу. Например, при потреблении домохозяйством 10 кВт/ч или 7,2 тысяч кВт в месяц (что, как отмечено в другой петиции, является нормой в холодное время года), сумма составит не менее 40 тысяч рублей.

Региональное лобби

Новые диапазоны энерготарифов стали одной из самых горячих тем февраля в средствах массовой информации. Граждане засыпали жалобами местные органы власти и прокуратуру.

«В результате правительство и депутаты Приморья обратились в федеральные органы власти с предложением пересмотреть тарифообразование. Инициатива предусматривала корректировку верхнего порога первого диапазона тарифов до 7020 кВт и распространение его на все домовладения края в январе и феврале 2025 года», – сообщили агентству в правительстве Приморского края.

Как отмечалось в СМИ, региональное лобби сработало эффективно. Результатом стало постановление правительства от 20.02.2025 № 183 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 29 декабря 2011 г. № 1178». Документ устанавливает понижающий коэффициент 1,8 при тарификации для домохозяйств с электропотреблением, что позволяет увеличить порог в первом диапазоне с 3900 кВт до 7020 кВт.

При этом жители могут получить перерасчет квитанций за январь.

Однако, как считают эксперты, всей проблемы это не решило.

Предъявите документы

«Для применения понижающего коэффициента абоненту необходимо будет доказать право собственности на жилое строение и наличие электроотопления. То есть потребитель должен предоставить в ресурсоснабжающую организацию подтверждающие документы – паспорт дома или паспорт БТИ, который уже давно не выдают – все данные вводятся в кадастровый паспорт», – пояснил юрист, правозащитник Максим Чихунов.

Дальневосточная энергетическая компания 25 января опубликовала разъяснения постановления №183. Чтобы воспользоваться понижающим коэффициентом и получить перерасчет за январь, необходимо подтвердить право собственности на дом, который не имеет подключения к сетям газоснабжения. «Отнесение к категории потребителей с электроотопительной установкой» также требует документального подтверждения. Документы следует предоставить в адрес гарантирующего поставщика ПАО «ДЭК» филиал «Дальэнергосбыт» на электронный адрес, указанный в платежном документе ПАО «ДЭК» или через интернет-приемную, размещенную на официальном сайте ПАО «ДЭК».

«Актуализированное постановление агентства по тарифам Приморского края с учетом вышеуказанных изменений федерального законодательства будет принято в срок до 1 марта 2025 года», – сообщает правительство Приморья.

Однако население продолжает засыпать жалобами приемные официальных лиц. Во-первых, жителям придется потратить время и деньги на бюрократическую волокиту, чтобы получить подтверждающие документы.

«Во-вторых, у многих домовладельцев в паспортах прописано печное отопление, которым они уже сто лет не пользуются. Придется это доказать», – комментирует Максим Чихунов.

«А если котел универсальный, работающий на электричестве, твердом топливе и газе, а отапливается только электричеством? У меня был резервный котел на твердом топливе, но он давно прогорел, и система питается только от электричества», – задается вопросом жительница Владивостока Светлана Сапогова.

«По старым документам у нас печное отопление. Но печь снесли много лет назад и пользуемся электричеством», – рассказывает жительница Уссурийского городского округа Ольга Ступина.

При этом эксперты обращают внимание, что не во всех регионах изначально установлены такие высокие пороги тарифообразования. Согласно постановлению правительства № 1178, в субъектах, уровень газификации которых составляет менее 5 процентов, в январе-апреле может применяться сезонный коэффициент, не превышающий 1,8. По официальным данным, в Хабаровском крае уровень газификации – более 55%. В Приморье– 23,44% согласно расчетам на основе формул Минэнерго России.

«Однако в Приморье основная масса населения не подключена к газу. Когда я поднял этот вопрос в правительстве, мне ответили, что учитываются газифицированные котельные. Но когда зашла речь о домовладениях, выяснилось, что даже газораспределительные станции не построены на сегодняшний день», – комментирует Максим Чихунов.

Кроме того, от нововведений пострадали домовладения, которые содержат птицу, скот и теплицы в личных подсобных хозяйствах.

Повышение энерготарифов коснулось всех

И совершенно отдельная история – коммерческий сектор, для которого тарифы так же выросли с 1 января 2025 года.

«Повышение энерготарифов коснулось всех. По сравнению с прошлым годом рост составил порядка 25%. Это не может не сказаться на сельхозтоваропроизводителях, таких как фермерские хозяйства. Для сравнения: наша ферма прошлой зимой платила 300 тысяч рублей в месяц на электроэнергию. В этом году – 550 тысяч. Это серьезная история, которая повлияет на платежеспособность и доходность производителей. Уже сегодня многие из них задумываются о закрытии», – комментирует президент Ассоциации крестьянских (фермерских) хозяйств Приморского края Алексей Раченков.

Общественники и ряд региональных депутатов предлагают вернуть прежний порядок тарифообразования с оптимальным порогом 11,8 тысяч кВт. Звучат также предложения распространить понижающий коэффициент не только на регионы с уровнем газификации ниже 5 процентов, но и на субъекты, приравненные к территориям крайнего севера. Еще одно предложение – полностью запретить майнинг на Дальнем Востоке по примеру некоторых других регионов. Напомним, что ранее правительство России утвердило перечень регионов и территорий, где майнинг запрещен с 1 января 2025 года. В список попала так же часть территорий Бурятии и Забайкальского края, хотя запрет временный и приходится на пики электропотребления – с 1 января по 15 марта и с 15 ноября по 15 марта 2025 года (см. материал EastRussia «С майнингом намаешься»).

Что касается коммерческого сектора, он требует системной поддержки на федеральном уровне, уверены предприниматели.

Отметим, в кабмине заявили, что не «снимают ситуацию с контроля». По словам председателя Госдумы Вячеслава Володина, необходимо изучить обстоятельства на местах и проанализировать решения региональных властей по тарифам. Ранее Володин поручил главе комитета ГД по энергетике Николаю Шульгинову разобраться в ситуации.

Энергию рек отпускают в открытый рынок

В России потенциал гидроэнергетики, который оценивается в 852 тераватт-час, освоен только на 22% (для сравнения, в Европе эта доля составляет 76%, в США – 52%, в Латинской Америке – 40%, в Азии – 43%), а непосредственно по Дальнему Востоку – всего на 7%, рассказывает директор департамента стратегии и перспективного развития ПАО «Русгидро» Константин Янко. «По вводу новых мощностей мы сильно отстаем от таких стран, как Китай, Бразилия, Индия, Турция и Вьетнам», – свидетельствует менеджер.

Между тем ГЭС обладают рядом преимуществ перед электростанциями, работающими на углеводородном топливе, продолжает он. В их числе – более длительный срок службы (свыше 100 лет), достаточно низкие, в два-три раза в сравнении с ТЭС, операционные расходы. Даже по отношению к ветро- и солнечной генерации ГЭС имеют плюсы, поскольку менее метеозависимые, отмечает представитель энергохолдинга.

Впрочем, строительство объектов гидроэнергетики характеризуется высоким CAPEX`ом и длительным строительным циклом. Кроме того, крупная генерация требует дополнительного развития сетевой инфраструктуры. «Как раз на Дальнем Востоке мы сейчас обкатываем возможность более быстрых строек по объектам ВИЭ: 1,6 ГВт – это объекты по солнцу и ветру, которые, хотя бы в плане, позволят [для покрытия растущего энергодефицита] обеспечить объем необходимой электроэнергии на горизонте полутора-двух лет. Все остальное строится существенно дольше», – пояснил директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго России Андрей Максимов.

Считается, что после возврата инвестиций гидроэлектростанции способны влиять на снижение стоимости электроэнергии. В прошлом году ОЭС Востока начала работу во второй ценовой зоне оптового рынка. Этот переход затронул Приморье, Хабаровский край, Амурскую область, ЕАО и южные районы Якутии. Вначале произошел скачок оптовой цены, тем не менее, проинформировали в Минвостокразвития, благодаря предпринятым мерам, в том числе за счет регулирования продажи наиболее дешевой электроэнергии с гидроэлектростанций, в целом повышение стоимости электроэнергии в ДФО не превысило среднероссийский рост.

«Высокая водность и большая загрузка ГЭС оказали свое влияние», – подтвердила замдиректора департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Ольга Арутюнова.

Однако встает вопрос, как ускоренное внедрение рыночного ценообразования на Дальнем Востоке, предполагающее поэтапное увеличение доли свободно продаваемой на оптовом рынке выработки ГЭС (с 22% в 2026 году до 100% в 2030-м), отразится на потребителях. «Даже при таком уровне либерализации ГЭС у нас все равно продолжает действовать механизм сглаживания. И что особенно важно, чтобы не было никаких опасений как у губернаторов, так и простых граждан, цены для населения продолжают оставаться регулируемыми. Они растут в соответствие с прогнозом социально-экономического развития, в соответствие с той инфляцией, которая в этом прогнозе заложена», – заверила Ольга Арутюнова, признав, что уже не осталось возможностей держать цены низкими.

В регионах не скрывают своей озабоченности. «В Еврейской автономной области, за счет того, что нам географически повезло – у нас сосед Амурская область (где расположены главные ГЭС на Дальнем Востоке – Прим. ред.) – не так дорого, как у коллег из других регионов [по уровню тарифов], но все же дорого, и рост цен продолжается», – сетует зампред правительства ЕАО Анна Тарасенко. 

От Приморья до Бурятии

В числе приоритетных проектов «Русгидро» на Дальнем Востоке – строительство Нижне-Зейской ГЭС в Амурской области (мощностью 428 МВт), Нижне-Ниманской в Хабаровском крае (360 МВт), Канкунской на юге Якутии (1000 МВт), а также гидроаккумулирующей станции Приморская в районе Амурского залива (600 МВт). Еще две гидроэлектростанции запланированы в Бурятии – Мокская (1200 МВт) и Ивановская (210 МВт) на реке Витим. Варианты реализации данного проекта рассматривает холдинг «Эн+».

«Мокский гидроузел – стратегический проект, который позволит обеспечить энергией крупнейшие инфраструктурные и промышленные направления. Это БАМ, а также развитие минерально-сырьевой базы Дальнего Востока», – заявлял ранее глава Бурятии Алексей Цыденов.

Согласно презентации председателя правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Федора Опадчего, на днях представленной участникам круглого стола «Стратегические направления развития энергогенерации в РФ: модернизация, диверсификация и технологический суверенитет», Нижне-Зейская ГЭС должна заработать в 2032 году, Приморская ГАЭС – в 2034-м, Ивановская ГЭС – в 2034-2035-м. На Мокской ГЭС будут поэтапно вводить мощности в 2032-2035 годах, а первый пусковой комплекс Канкунской ГЭС в 392 МВт может быть запущен в 2036-м. Дата открытия Нижне-Ниманской ГЭС, судя по всему, уходит за 2036 год.

Между тем вопрос изыскания инвестиционных ресурсов актуален, как никогда. По первоочередному объекту, Нижне-Зейской ГЭС, сообщил Константин Янко, началось проектирование, выбран створ, ведется подготовительная работа для строительства инфраструктуры, оформляются земельно-правовые отношения. Однако до настоящего времени проблема по источникам финансирования и механизму возврата инвестиций не решена, уточнил менеджер.

Гидрогенерация, наряду с атомной, одна из самых инвестиционно емких, говорит Андрей Максимов. «Наш подход пока сводится к тому, что хотя бы по тем затратам, которые будут относиться на водохранилище, получить софинансирование из федерального бюджета. Иначе рост цен для потребителей выходит достаточно серьезный. Понятно, процесс бюджетного финансирования сложный», – резюмировал представитель Минэнерго. 

Мечта инвестора

Для развития гидроэнергетики необходимо возродить механизм возврата инвестиций, действия договоров на поставку мощности (ДПМ) для ГЭС, подчеркнул Константин Янко. Причем важна доработка подходов в части поэтапной оплаты расходов еще на стадии стройки, до ввода объекта в эксплуатацию.

«Если будут созданы условия для возврата инвестиций и источника финансирования, «Русгидро» готово развернуть все проекты и строительство мощностей, которые на сегодняшний момент обозначены в Генеральной схеме», – заявил директор департамента стратегии и перспективного развития холдинга.

Механизмы возврата вложенных средств начинают действовать только после ввода объектов в эксплуатацию, соглашается член комитета Совета Федерации по экономической политике Михаил Борщев, а учитывая сроки строительных работ и стоимость заемных средств, разумно рассматривать авансирование государством части затрат.

Собственно, проблематика финансирования сегодня характерна для развития всех видов генерации. «Надежных специализированных фондов или институтов развития электроэнергетики не создано, как, допустим, ДОМ.РФ, у которого есть неплохой механизм инфраструктурных облигаций. Если бы его как-то развернуть в сторону электроэнергетики», – обращает внимание сенатор от Хабаровского края Виктор Калашников, добавляя, что должны быть инструменты, за счет которых возможно субсидировать процентные ставки по привлекаемым кредитам под создание новых энергомощностей.

По словам генерального директора ПАО «Т Плюс» Павла Сниккарса, в сложившейся ситуации, когда есть спрос на электроэнергию, ценовые параметры контрактов не устраивают банки по экономической модели, а со стороны энергокомпаний нет возможностей и источников инвестиций для финансирования проектов строительства и модернизации генерации. Здесь важно индексировать текущие параметры цены конкурентного отбора мощности, поскольку затраты энергетиков объективно растут.

«Если [отрасль] действительно станет инвестиционно привлекательной, таких проблем не будет. Потом уже от инвесторов не отобьемся, в очереди будут стоять, чтобы получить инвестиционный проект на строительство станции», – рассуждает Павел Сниккарс.