Дальний Восток против энергодефицита

Дальний Восток, как территория опережающего развития, сталкивается с одними из самых серьезных вызовов в сфере энергетики. Активное развитие промышленности и реализация крупных инфраструктурных проектов обуславливают высокие темпы роста энергопотребления, которые в последние годы стабильно превышают общероссийский уровень. Согласно данным Министерства энергетики, в 2024 году энергопотребление на Дальнем Востоке увеличилось на 5,2% по сравнению с ростом на 3,1% в среднем по России. Ожидается, что этот опережающий рост сохранится и в ближайшие годы: в период с 2024 по 2030 год прогнозируется среднегодовое увеличение спроса на электроэнергию на 4,9%, тогда как в среднем по стране этот показатель составит лишь 2,1%. Высокие темпы роста энергопотребления усиливают проблему энергодефицита в регионе.

Срочные меры

По текущим прогнозам, уже к 2025 году дефицит генерирующих мощностей на Дальнем Востоке может достичь 1,5 ГВт. Даже с учетом реализации планов по строительству новых энергообъектов к 2030 году недостаток мощностей, вероятно, сохранится на уровне около 1,2 ГВт. Ситуация с энергодефицитом также негативно влияет на деятельность "Интер РАО" – российского оператора экспорта электроэнергии. В частности, в 2024 году из-за ограниченных объемов доступной генерации компания вынуждена сократить поставки электроэнергии в Китай на 70%.

Острота проблемы подчеркивается также тем, что правительство рассматривает экстренные меры для решения проблемы энергодефицита на Дальнем Востоке в период 2025–2026 годов. Среди вариантов рассматриваются ускоренный ввод в эксплуатацию солнечных электростанций (СЭС), импорт электроэнергии из Китая и размещение мобильных газовых турбин в Приморском и Хабаровском краях.

В среднесрочной перспективе, по оценкам "Системного оператора", чтобы покрыть энергодефицит на Дальнем Востоке до 2030 года, могут потребоваться инвестиции в размере 478 млрд руб. Власти намерены провести два раунда конкурентного отбора мощности новых генерирующих мощностей (КОМ НГ): для проектов ТЭС квота может составить 678 МВт, а для проектов ВЭС и СЭС – 1700 МВт. В случае ТЭС речь может идти о строительстве новой теплоэлектростанции в Якутске стоимостью 54,5 млрд руб., а также о возможном расширении Хабаровской ТЭЦ-3 и Приморской ГРЭС, что в совокупности потребует дополнительных 180,5 млрд руб.

ВИЭ-мощности общей стоимостью 194,3 млрд руб. планируется построить в Хабаровском крае и Еврейской автономной области.

Курс на 2042 год

Долгосрочные планы по развитию энергосистемы Дальнего Востока можно оценить на основе недавно утвержденной "Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2042 года". Согласно ей, ожидается значительное изменение структуры энергетических мощностей в регионе. На сегодняшний день в ней преобладают тепловая (63,3%) и гидрогенерация (34,9%), однако к 2042 году план

ируется увеличить долю атомных мощностей с 0,6% до 7,3%. В то же время доля ВИЭ-генерации может вырасти с 1,2% до 17,6%.

В целом, курс на расширение ВИЭ-генерации представляется обоснованным. С одной стороны, объекты "зеленой" энергетики можно быстрее вводить в эксплуатацию, что является важным фактором в условиях острого энергодефицита. С другой стороны, экономический фактор также играет в пользу ВИЭ. Согласно оценкам Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ, удельная дисконтированная стоимость производства электрической энергии (LCOE) на Дальнем Востоке составляет около 5,9 рублей за 1 кВт•ч для ВЭС и 6,9 рублей для СЭС, что, например, дешевле, чем у угольной генерации.

Рост атомных мощностей на 2,4 ГВт на Дальнем Востоке будет обусловлен строительством двух крупных АЭС в регионе – Приморской и Хабаровской. Кроме того, рассматривается строительство АЭС малой мощности в технологически изолированных энергосистемах, таких как Якутск и Чукотка. Строительство АЭС характеризуется длительными сроками и необходимостью значительных капиталовложений, поэтому эти мощности смогут сыграть роль в обеспечении энергетической стабильности Дальнего Востока лишь в отдаленной перспективе. Так, например, начало строительства Приморской АЭС мощностью 2 ГВт в Фокино намечено на 2033 год, а Хабаровской АЭС с двумя блоками мощностью 1,2 ГВт в селе Эворон Солнечного района – на 2041 год.

"Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года" также подчеркивает необходимость задействования обширных гидроресурсов Дальнего Востока. Планируется ввести в эксплуатацию Нижне-Зейскую ГЭС мощностью 400 МВт к 2032 году, Нижне-Ниманскую ГЭС мощностью 360 МВт к 2037 году, а также Канкунскую ГЭС мощностью 1000 МВт в три этапа с 2036 года.

Препятствия сохраняются

Несмотря на амбициозные планы, Дальний Восток традиционно является сложным регионом для привлечения инвестиций в энергетику. До недавнего времени сдерживающим фактором было тарифное регулирование оптовых цен на электроэнергию, что приводило к накоплению выпадающих доходов у энергетических компаний. Так, например, тепловые электростанции "Русгидро" на Дальнем Востоке несли убытки из-за того, что рост цен на уголь не учитывался в тарифах. В свою очередь, это затрудняло накопление финансовых ресурсов для модернизации и строительства новых мощностей.

С 2025 года энергетика Дальнего Востока вступила в новую фазу развития – в регионе был запущен конкурентный рынок электроэнергии. Теперь электрическая энергия для бизнеса будет продаваться по рыночным ценам, однако переход к энергорынку будет осуществляться поэтапно: на первом этапе тепловые электростанции начнут реализовывать электроэнергию по свободным ценам в полном объеме, в то время как для гидроэлектростанций доля продажи электроэнергии по рыночным ценам составит 2,5% с возможным последующим увеличением.

Запуск конкурентного энергорынка на Дальнем Востоке – позитивное событие, которое улучшит условия для инвестиций в энергетику региона. Одним из ключевых бенефициаров станет "РусГидро", чьи тепловые станции начали продажу электроэнергии по рыночным ценам. Однако дальнейшие эффекты для компании будут зависеть от того, как быстро и в какой мере ГЭС перейдут к продажам по рыночным ценам.

Дополнительным фактором, сдерживающим инвестиции в энергетику Дальнего Востока, остается высокий уровень процентных ставок. В этих условиях запланированные конкурсы на строительство новых генерирующих мощностей могут не вызвать достаточного интереса со стороны энергокомпаний.

Возможным решением проблемы является расширение использования механизма Фабрики проектного финансирования ВЭБ.РФ, который, например, применялся "Русгидро" для модернизации шести ТЭС на Дальнем Востоке. Ключевое преимущество программы – наличие инструмента хеджирования риска роста процентной ставки, что позволяет компаниям стабилизировать денежные потоки за счет ограничения роста процентных издержек. Однако возможности Фабрики ограничены и ее привлечение возможно только для отдельных проектов.

Таким образом, можно заключить, что энергосистема Дальнего Востока сталкивается с двойным вызовом: срочная необходимость смягчения энергодефицита в ближайшие годы сочетается с задачей долгосрочной модернизации и замены устаревших мощностей. Многим из запланированных проектов строительства новой тепловой, атомной и "зеленой" генерации еще предстоит пройти испытание в виде поиска источников финансирования. Их успех в значительной степени будет зависеть от улучшения инвестиционного климата, а также реализации механизмов господдержки. Запуск конкурентного энергорынка в этом контексте является важным шагом, открывающим новые возможности для участников дальневосточного энергетического рынка.