— 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.

Зеленый переход

В настоящее время 75% потребляемых углеводородов Поднебесная завозит из-за рубежа, информирует директор АНО «Институт развития коммуникаций и исследований современного Китая и стран Азии, Африки и Латинской Америки “Новый Восток”» Николай Вавилов. И роль России в этих поставках за последние годы укрепилась. «20% нефти, которую потребляет КНР, – из РФ. Ее количество растет, мы обогнали Саудовскую Аравию», – отметил эксперт, добавив, что одновременно увеличивается доля продаж в Китай российского трубопроводного газа и СПГ, а по экспорту угля из России Поднебесная – основной рынок сбыта. Тем не менее, рассказал министр промышленности и геологии Якутии Максим Терещенко, действующие на угольную продукцию из РФ ввозные китайские пошлины являются ограничительным фактором: «Здесь точно в совместной комиссии с Китаем это надо решать. Сегодня каждый этот процент слишком серьезно влияет на экономику каждого предприятия».

Между тем энергетика КНР претерпевает изменения в связи с широким внедрением альтернативных способов получения энергии. Как рассказал профессор Китайского университета нефти Фэн Ляньюн, генерация на основе неископаемых энергоносителей в энергосистеме страны в 2020 г. занимала около 16%. К 2030 г. ее доля возрастет до 25%, к 2035 г. – до 30%, к 2050 г. – до 60%, а к 2060 г. – до 80%.

Как следствие, меньшее значение будут иметь традиционные энергоресурсы. Согласно прогнозу, доля угля в энергосистеме КНР к 2030 г. снизится до 46%, а к 2050 г. – до 16%, нефти – до 17% и 9% соответственно. По газу уровень сначала возрастет до 12%, но затем сократится до 7%.

В Китае активно строится генерация на основе ВИЭ. Стремительно развиваются технологии солнечной тепловой и фотоэлектрической энергетики. Передовые решения появляются в области ветрогенерации. Например, в этом году в провинции Шаньдун установлена ветротурбина мощностью 26 МВт. Диаметр ее ротора составляет 260 м, а высота башни – 178 м. Годовая выработка электроэнергии у такого объекта достигает 100 млн кВт/ч, что эквивалентно экономии 31 тыс. т условного топлива.

В 2020 г. прирост возобновляемых источников энергии в миллионах тонн нефтяного эквивалента составлял 15,9 млн т, в 2024 г. – уже 44 млн т, уточнил Фэн Ляньюн. В структуре же выработки электроэнергии доля ВИЭ выросла с 2023 по 2024 г. с 29,1% до 32,3%.

«Россия идет по своему пути, она развивает традиционные источники энергии в отличие от Китая, который делает ставку на возобновляемые. Поэтому в ближайшие 10-15 лет наша стратегия ВИЭ будет формировать новый облик китайской энергетики», – подчеркнул основатель и главный экономист Hengce Investment Лянь Цзянь.

Вместе с тем Китай расширяет возможности атомной генерации, в том числе с переходом на собственные разработки. В этой связи реактор Hualong-1 (на начало 2025 г. в КНР действовали пять установок данного типа) представляет ключевую технологию для низкоуглеродного перехода в энергетике. Каждый блок может ежегодно производить более 10 млрд кВт/ч электроэнергии. Это эквивалентно сокращению потребления стандартного угля на 3,1 млн т.

Снижение спроса на ископаемое сырье будет обусловлено и другими факторами. В частности, в Поднебесной растет парк электромобилей. В прошлом году в КНР реализовано 82,7 тыс. тяжелых грузовиков с электродвигателем, а только за январь-август этого – 114,4 тыс. Разница в себестоимости перевозок служит стимулом для транспортных компаний увеличивать число электрокаров. У электрогрузовика она составляет 1 юань/км, тогда как у фуры с дизелем – 2,5 юаня/км. 

Точки соприкосновения

Со временем ВИЭ в Китае, по некоторым оценкам, заменят порядка 200 млн т нефти. Сегодня КНР импортирует примерно 550 млн т, то есть остается не замещаемым не менее 300 млн т, говорит Николай Вавилов. «Все равно это не заменит полностью нефть, экспорт из России, Индонезии и т.д.», – рассуждает он.

Зеленая энергия помогает сегодня развивать многие отрасли народного хозяйства, подчеркнул Лянь Цзянь, она эффективна, прибыльна. «Поэтому китайский энергобаланс в будущем предполагает, что Китай не будет полагаться на традиционные отношения в энергетике со своими партнерами…Если в то же время Россия не сможет эти изменения преодолеть, то Китай пойдет по своему пути. Китай – это не вторая Европа», – предупредил экономист.

Несмотря на то, что КНР потребляет значительный объем российских энергоресурсов, страна никогда не находилась в исключительной зависимости от РФ, стремясь к диверсификации каналов импорта, отмечает специалист по проблемам развития энергетики в Китае, профессор Санкт-Петербургского государственный университета (СПбГУ) Никита Ломагин. Тем не менее Поднебесная будет снижать уровень поставок из России: развитие ВИЭ в общем-то на это и направлено.

«Климатическая повестка стала восприниматься как глобальное общественное благо или как глобальный общественный вывозов. Это новая вещь, которая, безусловно, влияет на взаимодействие России и Китая», – констатирует представитель СПбГУ.

РФ несколько иначе смотрит на климатическую повестку, чем КНР, продолжает он, хотя бы потому, что у нее другой уровень урбанизации, отсутствие ряда острых проблем, характерных для крупных городов Поднебесной. Пути достижения углеродной нейтральности Россией видятся иными, например, через повышение энергетической эффективности и газификацию. Развитие ВИЭ входит в российскую стратегию, но у РФ здесь нет таких амбициозных планов, как у Китая, говорит Никита Ломагин.

Конечно, отказ от российского сырья произойдет не сразу, еще какое-то время будет укрепляться сотрудничество в нефтегазовой области, уверен Фэн Ляньюн. Но все же стоит обратить внимание на сферу возобновляемой энергетики. По мнению профессора Китайского университета нефти, именно это направление открывает огромный потенциал для партнерства.

Директор по развитию ООО «Центр креативных технологий» Данила Семенов убежден, что между странами возможно наладить плодотворный обмен технологическим опытом в области ВИЭ. В частности, перспективными видятся разработки технологий накопления энергии, новых материалов для аккумулирующих устройств, а также инфраструктуры для электротранспорта. «Нужно не только произвести энергию, но и где-то ее накопить», – объясняет Данила Семенов. 

Атом надежды

Успешным представляется сотрудничество стран в развитии атомной энергетики, тем более у «Росатома» есть опыт работы с китайской стороной. Компания ввела два энергоблока с реакторами ВВЭР-1000 на Тяньваньской АЭС в 2007 г., а затем два – в 2018 г. В планах еще строительство на этой станции дополнительных установок в 2026-2027 гг.

Кроме того, в свое время российская госкорпорация и China National Nuclear Corp. подписали контракт на сооружение 3-го и 4-го энергоблоков на АЭС Сюйдапу в провинции Ляонин.

«Это делает Китай по количеству проектов самым крупным нашим партнером с точки зрения атомной энергетики за пределами России. Но, к сожалению, здесь не стоит ожидать серьезных прорывов», – доцент кафедры мировой экономики СПбГУ Вадим Капусткин.

Дело в том, что Китай намерен добиться технологического суверенитета в атомной промышленности. Речь идет о создании ядерной энергетики нового поколения – со строительством ториевых расплавно-солевых реакторов (экспериментальная установка тепловой мощностью 2 МВт расположена на севере КНР в пустыни Гоби, где проходит испытания).

Торий, потребляемый атомной станцией нового типа, встречается значительно чаще, чем уран. Китай обладает наименьшими урановыми запасами урана и вынужден импортировать сырье из Казахстана, Бразилии, России и других государств. Переход на альтернативный источник сделает страну более независимой. Хотя торий как таковой не является ядерным топливом, он может быть использован для его создания.

Эффективность таких станций еще нуждается в обосновании. По словам Николая Вавилова, «Росатом» – абсолютный гегемон в строительстве АЭС в мире, одна из немногочисленных компаний, которая держит весь рынок, при этом китайцы пока не обладают подобными компетенциями. «Не думаю, что в ближайшие 20-30 лет они так успеют от нас отвязаться», – полагает эксперт.

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.

Зачем я поехал на РЭН?

Российская энергетическая неделя – один из крупнейших международных форумов, посвященный актуальным вопросам в сфере энергетики. Мероприятие проводится с 2017 года и за это время превратилось в главную отраслевую дискуссионную площадку страны. В РЭН традиционно участвуют представители федеральных и региональных властей, крупнейших энергетических компаний, производители оборудования, инвесторы и эксперты. В 2025 году форум проходил с 15 по 17 октября в Москве и собрал на своей площадке более 5 тысяч делегатов из 84-х стран и территорий.

Группа компаний «АТОМ» преследовала своей целью изучить системные решения для ТЭК, обсуждаемые на сессиях и круглых столах РЭН. Мы с коллегами оценивали, насколько предложенные механизмы, от реформ тарифной политики до развития атомной генерации, могут быть реализованы в специфических условиях Дальнего Востока. Отдельной задачей стало изучение перспектив малой генерации. Представители ГК «Атом» анализировали, какие технологии могут быть адаптированы под нужды удаленных территорий, в том числе с учетом требований об их дальнейшей эксплуатации в условиях холода и удаленности.

Участие в РЭН также стало возможностью укрепить GR-контакты и экспертные связи. Встречи с представителями Минэнерго, системных операторов, производителями оборудования и региональными властями позволили обсудить совместные проекты, обменяться опытом и наметить конкретные шаги по внедрению практических решений в регионах ДФО.

Свободных денег больше нет

Один из главных выводов после РЭН-2025 – осознание того, что эпоха «свободных денег» в энергетике закончилась. Отрасли придется работать в режиме жесткой экономии. Заместитель министра энергетики Дмитрий Исламов на сессии по угольной отрасли отметил: «Причинами сложившейся ситуации стало одновременное наложение внешних и внутренних факторов: снижение мировых цен, изменение курса рубля, санкции, рост железнодорожных тарифов, ограниченные возможности вывоза по Восточному полигону, удорожание поставок и обслуживания техники, фискальные изъятия».

Бизнес получил важный сигнал − в будущем стоит все меньше рассчитывать на государственные субсидии. Так, к примеру, на прошедшем в рамках форума заседании комиссии Госсовета РФ по энергетике обсуждалось сокращение перекрестного субсидирования, когда одни потребители оплачивают льготы для других. Этот механизм предлагают постепенно отменить, чтобы перейти к экономически обоснованным тарифам и привлечь инвестиции в отрасль. При этом государство признает, что отказ от субсидий приведет к росту финансовой нагрузки на промышленность. Как отметил замминистра энергетики Евгений Грабчак: «В результате средняя цена на электроэнергию для промышленных потребителей может вырасти с 2025 года к 2042 году в два раза − с 6,4 до 12,8 рублей за кВт/ч в ценах этого года».

Дефицитный Дальний

Спикеры РЭН недели неоднократно подчеркивали, что одним из самых проблемных регионов с точки зрения энергетики сегодня является юг Дальнего Востока. По данным Минэкономразвития, Росстата и Востокгосплана в 2023–2024 годах кумулятивный прирост промышленного производства в южных регионах ДФО (Приморский и Хабаровский края, Амурская и Сахалинская области, Еврейская АО) составил 12–13% против 8,1% в среднем по России. При этом генерация явно не успевает за растущим спросом: дефицит энергомощностей уже приближается к 1,5 ГВт, а ежегодный прирост промышленного потребления требует дополнительных 0,5–0,7 ГВт новых мощностей.

На текущий момент генерация в регионе растет на 2–3% в год, в то время как потребление увеличивается на 5–7%. То есть существующие темпы ввода энергомощностей покрывают не более 60% прирастающих потребностей. По подсчетам экспертов Ассоциации развития ТЭК, чтобы ликвидировать дефицит к 2031 году, объемы ввода новых мощностей должны ежегодно превышать темпы роста промышленного потребления как минимум на 40–50%. Ориентируясь на более умеренные темпы опережающей генерации в 15–20% в год, проблему дефицита удастся решить к 2040 году.

При сохранении текущей тенденции регион рискует столкнуться с энергетическим коллапсом, корни которого, как ни странно, будут связаны с привлекательными льготными режимами для ведения бизнеса на Дальнем Востоке — ТОР и СПВ. С учетом предстоящего с 1 января 2026 года вступления в силу режима международных ТОР и уже озвученного властями интереса со стороны иностранных инвесторов, усугубление ситуации может произойти значительно быстрее.

Атом нас спасет. Но не сразу

На РЭН было озвучено потенциальное решение энергетической проблемы Дальнего Востока, которое может сработать комплексно, вместо множества разрозненных мероприятий. Так, Президент РФ Владимир Путин ходе пленарного заседания форума заявил: «Атомная генерация появится у нас и на Дальнем Востоке, и в Сибири. Ядерной энергетике отводится важная роль в снабжении потребителей, и эта роль в перспективе должна кардинально возрасти».

Согласно ранее опубликованной информации в СМИ и ведомственных отчетах, на юге Дальнего Востока планируется строительство двух новых атомных станций. В Приморском крае, рядом с Фокино, будет возведена Приморская АЭС с двумя энергоблоками общей мощностью около 2 ГВт. Строительство ее начнется в 2027 году, ввод в эксплуатацию запланирован на 2033–2035 годы. В Хабаровском крае планируется возведение Хабаровской АЭС с такой же суммарной мощностью, как и в Приморье − 2 ГВт. Точное место расположения станции пока не определено. Начало строительства намечено на 2027 год, ввод в эксплуатацию − на 2037 год.

Проекты атомных станций в Приморье и Хабаровском крае безусловно являются стратегически важным и долгосрочным решением, однако их реализация имеет слишком продолжительный горизонт. Даже при соблюдении графика первые мегаватты регион получит не раньше 2033–2035 годов, а значит рассчитывать на атом как на оперативный ответ на дефицит энергии на Дальнем Востоке пока преждевременно.

Энергии нужна доставка

На РЭН относительно мало обсуждалась проблема доставки электроэнергии на Дальнем Востоке, хотя она не менее критична, чем наращивание генерации. Основной «узкий» участок − юг ДФО, где устаревшие и изношенные на 60–70% линии электропередач не позволяют доставлять избыточную энергию с северных ГЭС к промышленным кластерам и портовым хабам. С вводом новых мощностей, включая озвученные Президентом сверхмощные АЭС, ограничение сетей доставки приобретет экзистенциальный характер, способный серьезно осложнить снабжение региона электроэнергией.

Юг Дальнего Востока остается одним из наиболее проблемных регионов с точки зрения доставки электроэнергии. 

Одним из немногих спикеров РЭН, кто прямо озвучил данную проблему, стал Федор Опадчий − председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы». «До конца года ожидаем очень важную ЛЭП 500 кВ Приморская ГРЭС – Варяг и ПС 500 кВ Варяг, которые значительно усилят связи юга Приморья с остальной частью энергосистемы, и как следствие – снизят риски возникновения локальных дефицитов мощности в Приморском крае», − заявил Федор Опадчий.

Однако согласно утвержденной Приказом Минэнерго РФ № 2328 от 29.11.2024 года «Схеме и программе развития электроэнергетики России на 2025–2030 годы», линии ЛЭП по данному проекту не превысят 500 км и не смогут полностью снять остроту проблемы передачи генерации на Дальнем Востоке. Точные данные по текущему вводу новых линий подсчитать сложно, так как большинство из них реализуется в рамках отдельных проектов. Однако примерныя суммарные данные по всему ДФО показывают, что в 2023 – первой половине 2025 года ввод новых ЛЭП составил не более 400 км, тогда как, по оценкам экспертов Ассоциации развития ТЭК, темпы ввода и обновления сетей должны исчисляться тысячами километров в год.

О проблеме доставки энергии до дефицитных регионов Дальнего Востока говорил и главный инженер ПАО «Россети» Евгений Ляпунов, упомянув решения, которые, по крайней мере пока, кажутся скорее футуристическими. Спикер рассказал о линии постоянного тока, позволяющей «сверхуплотнять» поток энергии при передаче на большие расстояния. По словам Ляпунова, «Россети» уже создали специальный испытательный полигон на базе Выборгской вставки, а среди конкретных проектов компания рассматривает передачу постоянного тока из энергоизбыточной Сибири на энергодефицитный Дальний Восток.

«Езжайте на Чукотку!» Или почему будущее за малой генерацией?

На РЭН-2025 хорошо прослеживался неявный, но важный нарратив применительно к Дальнему Востоку: логичным, быстрым и относительно недорогим решением проблем энергетики, особенно в удаленных регионах, является внедрение малой генерации. В отличие от строительства многокилометровых ЛЭП до отдаленных населенных пунктов и промышленных объектов, рынок технологий сегодня предлагает гибкие решения: дизельные, газопоршневые и гибридные станции, мини-ТЭЦ, малые генераторы на возобновляемых источниках энергии. Подобные установки не требуют масштабных вложений в инфраструктуру и могут быстро вводиться в эксплуатацию даже в удаленных регионах.

Вопросам распределенного производства энергии была посвящена отдельная сессия «Новая эра: малая генерация, большие экономические выгоды». Ее участники пришли к выводу, что применение малой генерации сталкивается с рядом проблем. В первую очередь — это сложность эксплуатации оборудования, а также непонимание и, порой, даже опасения потребителей относительно распределенных технологий. Решение этих проблем во многом зависит от системного и структурированного подхода государства к сфере малой генерации, который помог бы потребителям разобраться с оборудованием, а производителям − компенсировать затраты на низкорентабельные проекты. Довольно емко данную дискуссию подытожил руководитель «Русэнергосбыта» Михаил Андронов: «Проблема, как мне кажется, в следующем: сейчас нет организации, которая бы системно занималась пропагандой, объяснением и помощью населению в установке оборудования».

Сложности эксплуатации оборудования малой генерации хорошо иллюстрирует реакция замминистра энергетики Евгения Грабчака, я задал ему вопрос: «Видит ли государство малую генерацию как полноценный элемент энергосистемы страны? Или стратегический фокус по-прежнему смещён в сторону крупных централизованных объектов?»

«Собирайтесь, езжайте на Чукотку, − предложил замминистра с долей иронии, но явно рассчитывая на сотрудничество, — я вам дам контакты губернатора, там есть энергоцентр в Билибино: новый, хороший, замечательный. Коллеги ищут, кто им будет его эксплуатировать». Считаю, что это наглядно подтверждает острый дефицит компаний, готовых обслуживать подобные объекты в таких труднодоступных регионах, как, например, Чукотка.

РЭН-2025: выводы для Дальнего Востока

РЭН-2025 наглядно продемонстрировала, что энергетика Дальнего Востока находится на переломном этапе. Регион, казалось бы, гордится ростом промышленного производства, в то же время сталкиваясь с дефицитом генерации и ограничениями сетевой инфраструктуры. Форум показал, что успешное развитие энергетики региона требует комплексного подхода: стратегического планирования, внедрения инновационных технологий и готовности компаний работать в самых удаленных и сложных условиях. Поэтому в ближайшие годы судьба энергетики ДФО будет определяться не только объемами генерируемой мощности, но и способностью эффективно доставлять эту энергию до потребителей, а также адаптиовать технологии к уникальным условиям региона.

Дефицит не за горами

Нехватка объектов генерации и сетевого хозяйства возникает даже по тем инвестиционным планам, которые резиденты префрежимов и инвесторы уже заявили в правительство, информирует министр по развитию Дальнего Востока и Арктики Алексей Чекунков. Согласно утвержденным СиПРам (Схемы и программы развития электроэнергетических систем России), к 2030 году дефицит мощностей в ДФО оценивается в 3,3 ГВт, а если учитывать перспективные проекты, то эта цифра может возрасти до 5 ГВт. К сведению, на сегодня установленная мощность по всем энергосистемам Дальнего Востока – свыше 18 ГВт.

Проблема угрожает своевременной реализации намеченных планов. «В случае отсутствия энергогенерирующих мощностей потери бюджета, недополученные доходы могут составить 550 млрд руб. налогов уже на горизонте ближайших пяти лет», – подсчитал министр.

Наиболее сложная ситуация с энергообеспечением создается в Хабаровском крае. За последний год в регионе почти на треть выросли инвестиции в экономику, объем вложений превысил 625 млрд руб., рассказал губернатор Дмитрий Демешин. Дальнейший рост упирается в ограничения инфраструктуры, прежде всего, энергетической.

«У нас дефицит уже доказанный – больше 2 ГВт электрической мощности», – уточнил глава края. В том числе в 900 МВт оценивается потребность Малмыжского ГОКа, 434 МВт – Восточного полигона, 112 МВт – перегрузочных терминалов в Ванино-Совгаванском энергорайоне, 100 МВт – будущих объектов на Большом Уссурийском острове.

В ряде случаев инвесторам приходится собственными силами решать задачу с электроснабжением. В частности, в Хабаровском крае «Полиметалл» затратил 9 млрд руб., чтобы провести к себе линию электропередачи и построить подстанцию. На Малмыжском ГОКе вкладываются в создание собственной генерации на 250 МВт, хотя это не закроет всей потребности комбината.

«Понятно, что компаниям нужно возмещение затрат, и действующие механизмы в рамках ТОР, новых инвестиционных проектов и соглашений о защите и поощрений капвложения по сути перекладывают все на регионы. В данном случае у нас таких источников нет. Минвостокразвития помогает, но полноценных ресурсов у него нет», – констатировал губернатор.

Со схожей проблемой сталкиваются и другие регионы. По словам председателя совета директоров компании «Удоканская медь» Валерия Казикаева, для второй очереди производства в Забайкалье необходимо возвести свыше 300 км воздушных линий и подстанции мощностью 200 МВт. За полтора года расчетная стоимость присоединения с объектами выросла в два раза, до 50 млрд руб.

«Мы, конечно, надеемся на участие фабрики проектного финансирования. Это может немного сгладить проблему, но тем не менее строительство линии Таксимо – Чара и других объектов – задача не только наша, но и государственная. Поэтому отсутствие единого механизма господдержки энергоснабжения крупных инвестпроектов сказывается очень сильно», – сетует Валерий Казикаев. 

Время и деньги

То, что ДФО требуется масштабное обновление энергетической инфраструктуры, пожалуй, согласны все. Во-первых, это касается расширения действующих объектов. В том же Хабаровском крае планируется построить в 2028-2030 годах 5-й и 6-й энергоблок по 330 МВт на ТЭЦ-3 Хабаровска. Нужна дополнительная генерация, хотя отбор новых генерирующих мощностей пока не сработал: конкурсы, объявленные ОЭС Востока, не состоялись, рассказал Дмитрий Демешин.

В краевом правительстве рассчитывают на создание Нижне-Ниманской ГЭС и двухблочной АЭС. Причем, настаивает глава региона, каждый энергоблок атомной станции должен быть рассчитан на 1 ГВт, а не на 600 МВт, как озвучивает «Росатом». Не устраивает региональные власти и планируемая дата ввода новых объектов. Строительство Нижне-Ниманской ГЭС намечено на 2037-2042 год, тогда как потребность в стройке имеется сейчас. Логично, что Минэнерго и системный оператор требуют подкрепить новые энергопроекты реалистичным прогнозом потребления, но и бизнесу нужны гарантии, обращает внимание хабаровский губернатор: «Затраты на проект, оформление земельных участков – это расходы инвестора сегодня. И если мы ему предлагаем перспективу развития в 2037 году, то никакой инвестор сегодня в большую затратную часть не пойдет».

Энергетика на Дальнем Востоке должна стать инвестиционно привлекательной, чтобы появлялись новые игроки на рынке генерации, считает гендиректор «Т плюс» Павел Сниккарс. «Компании «Т плюс» пока нет на Дальнем Востоке, мы бы хотели здесь появиться… Нужно добавлять электроэнергетику в особые преференциальные режимы, также предоставлять льготы, чтобы снижалась стоимость [строительства], чтобы инвесторы соревновались за то, чтобы построить хорошие источники генерации», – сказал менеджер.

Вице-премьер России Александр Новак после совещания по вопросам развития ТЭК Дальнего Востока, которое состоялось в рамках ВЭФ под руководством главы государства, сообщил, что в федеральном округе будет построено 5,7 ГВт мощностей. Примерно 1,5 ГВт из них – энергокомплексы с применением ВИЭ, около 4 тыс. МВт – газовые и угольные ТЭС. Общее количество инвестиций в электроэнергетическую инфраструктуру ДФО составит около 3 трлн руб. При этом правительство приняло решение о дополнительном строительстве электростанций общей мощностью 2,5 тыс. ГВт к 2030 году и 2 тыс. км линий электропередачи.

Но вопросы остаются. Как сообщил глава группы «Россети» Андрей Рюмин, на новый инвестиционный цикл до 2029 года предусматривается увеличение инвестиций компании до 415 млрд руб. «Завершим все объекты II этапа развития Восточного полигона, построим транзиты для объединения энергосистем Сибири и Востока. Также продолжим работу с крупными потребителями, включая месторождения для «Силы Сибири» в Якутии. Кроме того, планируем масштабные проекты в Приморье, Хабаровском крае, Якутии для выдачи мощности новой генерации», – рассказал он.

Вместе с тем есть и другие задачи в рамках Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года и СиПР, которые не включены в инвестпрограмму «Россетей». «Это обусловлено нехваткой финансирования, есть вопросы, конечно, по поводу привлечения средств. Сейчас с ФОИВами и с правительством мы обсуждаем вопрос финансирования именно тех объектов, которые уже есть в Генсхеме и в СиПРе», – уточнил Андрей Рюмин.