Обзор электроэнергетики Дальневосточного федерального округа

Дальний Восток, который занимает 40,6 % площади России и где проживает всего лишь 5,4% от общего населения РФ, обладает богатым природно-ресурсным потенциалом. Сегодня здесь активно создаются необходимые условия для запуска новых производств и привлечения частных инвесторов. Однако для качественного развития экономики ДФО требуются не только значительные средства, но и развитая энергетическая инфраструктура.

Структура энергетического комплекса округа

В состав Дальневосточного федерального округа входят 11 субъектов Российской Федерации, которые разделены между собой большими расстояниями. То же самое можно сказать о расстояниях между городами и населенными пунктами, рассредоточенными на огромных неосвоенных территориях.

Очень большие расстояния и низкий уровень освоенности северных районов сформировали ключевую особенность энергетики ДФО: разрозненность с большими зонами-островами децентрализованного энергоснабжения.

Из-за изолированности территорий и отсутствия крупных платежеспособных потребителей единая, цельная энергосистема, как в европейской части Российской Федерации и даже в соседней Сибири, на территории Дальневосточного федерального округа не сформирована.

Оторванность некоторых районов от Единой энергосистемы России создает немало сложностей не только для региональных потребителей, но и для самой энергетики, а значит, и для экономики в целом. Но чудо-лекарство для кардинального изменения ситуации пока не найдено.

В энергетической «изоляции» находится практически весь Крайний Север и приравненные в нему территории. В таких местах электричество вырабатывают системы автономного энергоснабжения и местные электростанции, а дизельное топливо для заправки генераторов доставляется из других регионов страны. Однако сложная логистика поставок формирует крайне высокую себестоимость производства электроэнергии. 

В округе, по территориально-технологическим причинам, изолированно от ЕЭС России и энергосистем соседних регионов функционируют энергетические комплексы четырех субъектов РФ – Камчатского края, Чукотского автономного округа, Сахалинской и Магаданской областей. При этом каждому из них свойственны свои характерные особенности.

Энергетика Камчатского края. Из-за географической удаленности энергосистема Камчатского края не только не имеет электрических связей с ЕЭС России и энергосистемами смежных субъектов Федерации, но еще и разделена на большое количество отдельных, не связанных друг с другом энергоузлов.

Наиболее крупным из них является Центральный энергоузел. Он сформирован в южной части Камчатки, где проживает основная часть населения края, объединяет города Петропавловск-Камчатский и Вилючинск, а также территории Елизовского и частично Усть-Большерецкого и Мильковского районов. Электроэнергию здесь генерируют несколько электростанций, работающих синхронно:

• Камчатская ТЭЦ-1 (ранее Петропавловск-Камчатская ТЭЦ). Установленная электрическая мощность крупнейшей теплоэлектроцентрали Камчатского края составляет 204 МВт, тепловая – 289 Гкал/час;
• Камчатская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 160 МВт, тепловая – 410 Гкал/час);
• Мутновская ГеоЭС (электрическая мощность 50 МВт);
• Верхне-Мутновская ГеоЭС (электрическая мощность 12 МВт);
• Каскад Толмачёвских ГЭС состоит из трех гидроэлектростанций общей мощностью 45,4 МВт, работающих по пиковому графику. Выработки каскада достаточно для обеспечения надежного энергоснабжения Усть-Большерецкого района, что позволило отказаться от использования дизельных электростанций.

Все эти электростанции эксплуатируются ПАО «Камчатскэнерго» (входит в группу РусГидро).

Кроме того, в структуру генерирующих мощностей Центрального энергоузла входят три дизельных электростанции и один ветропарк мощностью 3,3 МВт. Суммарная электрическая мощность энергорайона составляет 490,45 МВт. На него приходится около 75% мощности объектов генерации Камчатского края.

Мощность остальных энергоузлов намного меньше. В качестве основного источника энергии там используются дизельные электростанции. Всего в регионе эксплуатируется свыше более 40 ДЭС общей мощностью 160,8 МВт.

В число наиболее крупных энергорайонов входят:

5. Озерновский (электрическая мощность 15,57 МВт). Генерирующие мощности энергоузла представлены одной дизельной и одной геотермальной электростанциями;
5. Алеутский (электрическая мощность 3,31 МВт). Электроэнергию вырабатывают одна ВЭС мощностью 1,050 МВт и одна дизельная электростанция;
5. Средне-Камчатский (электрическая мощность 6,1 МВт). Выработку электроэнергии обеспечивают две дизельные электростанции и Быстринская ГЭС мощностью 1,71 МВт;
5. Усть-Камчатский. Генерирующие мощности энергоузла представлены одной ДЭС и одной ветряной электростанцией мощностью 1,175 Мт;
6. Олюторский (электрическая мощность 9,2 МВт);
5. Ключевской (электрическая мощность 6,2 МВт);
5. Манильский (электрическая мощность 4,97 МВт);
5. Соболевский (электрическая мощность 4,67 МВт);
5. Пенжинский (электрическая мощность 2,5 МВт);
5. Козыревский (электрическая мощность 2,23 МВт).

В случае с энергетикой Камчатского края изолированный характер стал скорее преимуществом, а не бременем. Энергосистема региона сбалансирована по выработке и потреблению электроэнергии.

         Энергосистема Чукотского автономного округа. Особенности географического расположения, большая территория и низкая плотность населения способствовали разделению энергетического комплекса Чукотки на три энергорайона, изолированных друг от друга, и зону децентрализованного энергоснабжения.

         В энергосистеме автономного округа сформированы:

• Чаун-Билибинский энергоузел. Общая мощность объектов генерации составляет 136 МВт. Энергорайон создан на базе ПАТЭС «Академик Ломоносов» (70 МВт), Чаунской ТЭЦ (30 МВт), Билибинской АЭС (36 МВт) и распределительных электрических сетей 110/35/6/0,4 кВ;
• Анадырский энергоузел включает в себя Анадырскую ТЭЦ (50 МВт), Анадырскую газомоторную ТЭЦ (18,25), Анадырскую ВЭС (2,5 МВт), несколько ДЭС и котельных;
• Эгвекинотский энергоузел включает в себя Эгвекинотскую ГРЭС мощностью 30 МВт и электрические сети класса напряжения 110/35/6/0,4 кВ.

Зона децентрализованного энергоснабжения состоит из множества небольших энергоузлов, обеспечивающих электроэнергией отдельные поселки и предприятия добывающей отрасли.

Электросетевая инфраструктура Чукотского автономного округа, в связи с особенностями построения региональной энергосистемы, разделена по энергоузлам и представлена линиями электропередачи класса напряжения не более 110 кВ. Связей с другими регионами она не имеет, за исключением одной ЛЭП 110 кВ из Чаун-Билибинского энергоузла в поселок городского типа Черский, который находится на крайнем северо-востоке Якутии, у границы с Чукоткой. 

В 2019 году, в ходе Восточного экономического форума, было подписано пятистороннее соглашение об объединении энергосистем Магаданской области и Чукотского АО для обеспечения освоения северных месторождений меди и золота.

Подписи под документом поставили главы правительства Чукотского автономного округа и Магаданской области, а также представители инвестора и проектных организаций.

Стороны договорились о строительстве энергомоста, который обеспечит электроэнергией производственные мощности Баимского горно-обогатительного комбината. Строительство ГОКа включено в Стратегию социального-экономического развития Дальнего Востока и Байкальского региона до 2025 года.

Строительные работы по возведению комбината стартовали в конце 2021 года. Объект планируют запустить в эксплуатацию через пять-шесть лет с момента закладки первого камня. Выйти на планируемые мощности, которые составляют свыше 250 тыс. тонн меди и около 400 тыс. унций золота в год, Баимский ГОК сможет уже к 2028 году.

Кроме того, соглашение предусматривает возможность объединения изолированных энергосистем Магаданской области и Чаун-Билибинского энергетического узла для передачи колымского электричества в Билибино и Певек, что позволит снизить стоимость электроэнергии на Чукотке и минимизирует риск роста тарифов.

Освоение месторождений Баимской рудной зоны потребует возведения новых энергообъектов. Речь идет о строительстве на территории Магаданской области и Чукотского АО высоковольтной ЛЭП «Омсукчан – Песчанка», а также объектов технологического присоединения к электросетям ПАО «Магаданэнерго».

         Энергосистема Сахалинской области полностью изолирована от ЕЭС России и разделена на несколько не связанных друг с другом энергоузлов. Особенность региональной энергосистемы состоит в том, что она обеспечивает энергоснабжение единственного региона России, полностью расположенного на островах.

На территории области расположен ряд локальных энергорайонов, наиболее крупными из них являются:

• Центральный. Расположен в центральной и южной части острова Сахалин. На долю мощности электростанций Центрального энергорайона приходится около 88% выработки электроэнергии в Сахалинской области.  Основные источники генерации:

• Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 455,24 МВт, тепловая – 783,5 Гкал/час). Тепловая электростанция входит в состав ПАО «Сахалинэнерго» (входит в группу РусГидро);
• Сахалинская ГРЭС-2 (электрическая мощность 120 МВт). Эксплуатируется ПАО «Сахалинэнерго»;
• Ногликская ГТЭС (электрическая мощность 48 МВт). Собственником газотурбинной электростанции является АО «Ногликская газовая электрическая станция»;
• Блок-станция в городе Томари. Мощность мини-ТЭЦ составляет 6,5 МВт;
• Блок-станция в городе Холмск. Мощность энергообъекта  – 5 МВт.

По состоянию на 2020 год суммарная мощность объектов генерации Центрального энергоузла составляет 634,74 МВт.

• Северный. Энергоузел расположен на севере острова Сахалин. Единственным источником энергоснабжения является Охинская ТЭЦ. Электрическая мощность тепловой электростанции составляет 99 МВт, тепловая – 216 Гкал/час. Теплоэлектроцентраль входит в состав АО «Охинская ТЭЦ» (группа ННК).
• Новиковский. Энергоузел находится в южной части острова Сахалин.  Основным источником электроэнергии для жителей и предприятий села Новиково Корсаковского района является Новиковская ДЭС мощностью 4,96 МВт. Строительство двух ветряков общей мощностью 450 кВт на базе дизельной электростанции стало первым проектом на Сахалине по внедрению технологий возобновляемой энергетики. В дальнейшем ветроэнергетические установки были синхронизированы с оборудованием ДЭС, поскольку выработка энергии от ВИЭ непостоянна и зависит от наличия и силы ветра.
• «Сфера» обеспечивает энергоснабжение жилых микрорайонов в городе Южно-Сахалинске. Электроэнергию генерируют две мини-ТЭЦ «Сфера» и «Сфера-2», построенные на базе дизельных и газопоршневых  (с блоками утилизации тепла) установок. Суммарная мощность мини-ТЭЦ составляет 7,2 МВт.
• Северо-Курильский энергоузел поставляет электроэнергию потребителям на острове Парамушир. Общая установленная мощность объектов генерации  – 7,11 МВт. Энергоузел состоит из дизельной электростанции г. Северо-Курильска, Северокурильской МГЭС-1 (1,26 МВт) и Северокурильской МГЭС-2 (0,4 МВт), которые соединены между собой ЛЭП класса напряжения 6 кВ.
• Курильский энергоузел обеспечивает электричеством жилые дома, объекты социальной сферы и предприятия, расположенные на о. Итуруп. В структуру энергоузла входят дизельные электростанции сёл Китовое и Рейдово, связанные между собой линиями электропередачи класса напряжения 6 и 35 кВ, а также три небольшие ДЭС, которые находятся в селах Горное и Буревестник. Суммарная установленная мощность энергообъектов составляет 14,02 МВт.
• Южно-Курильский энергоузел питает острова Кунашир и Шикотан. Энергоснабжение о. Кунашир обеспечивает Менделеевская ГеоТЭС (7,4 МВт), ветродизельный комплекс «Головнино» (450 кВт) и Южно-Курильская ДЭС, состоящая из трех блочно-модульных дизельных электростанций типа «Энерго-Д1000/6,3 КН30». Единичная мощность каждой из них составляет 1 000 кВт.

Потребителям о. Шикотан поставляют электричество две дизельные электростанции, расположенные в селах Крабозаводское и Малокурильское.

         Энергосистема Магаданской области. По причине географической удаленности энергетический комплекс Магаданской области не связан сетями с ЕЭС России и энергосистемами смежных субъектов Российской Федерации, за исключением связи с энергоузлом Оймяконского улуса Якутии по двум ЛЭП класса напряжения 110 кВ.

Также в регионе функционирует зона децентрализованного энергоснабжения. Здесь основными объектами генерации являются дизельные электростанции, обеспечивающие электроэнергией отдаленные поселки.

Централизованное энергоснабжение на территории региона обеспечивают четыре относительно крупных энергообъекта:

• Колымская ГЭС (электрическая мощность 900 МВт). Гидроэлектростанция составляет основу энергосистемы Магаданской области. Входит в состав ПАО «Колымаэнерго» – дочерней компании ПАО «РусГидро».
• Усть-Среднеканская ГЭС (суммарная мощность действующих агрегатов составляет 570 МВт). В 2022 году мощность гидроэлектростанции увеличивалась дважды. В январе, после замены временного рабочего колеса турбины гидроагрегата №2 на постоянное, мощность ГЭС достигла 427,5 МВт. В сентябре, с вводом в работу гидроагрегата со станционным № 4, мощность возросла до 570 МВт. В этом гидроагрегате изначально установлено постоянное рабочее колесо, поэтому в будущем замена не потребуется.

Возведение Усть-Среднеканской ГЭС на реке Колыма – один из крупнейших инвестиционных проектов ПАО «РусГидро». Строящаяся электростанция является второй ступенью Колымского каскада. Она находится ниже по течению от Колымской ГЭС. Строительные работы ведутся в несколько этапов. Завершение строительства запланировано на 2023 год. Ожидается, что ежегодно ГЭС будет вырабатывать около 2,55 млрд кВт*ч электроэнергии.

Первые два гидроагрегата пущены в работу в 2013 году. На них были установлены временные рабочие колеса, адаптированные к работе на пониженном напоре воды. С временным рабочим колесом гидротурбина может развивать мощность 84 МВт, установка постоянного колеса позволяет увеличить мощность гидроагрегата до проектного значения – 142,5 МВт.

Выработка Усть-Среднеканской ГЭС позволила существенно повысить надежность электроснабжения населения и промышленных предприятий региона.

• Аркагалинская ГРЭС (электрическая мощность 224 МВт, тепловая – 194 Гкал/час). С 1993 года большая часть оборудования тепловой электростанции находится на консервации. ГРЭС входит в состав ПАО «Магаданэнерго».
• Магаданская ТЭЦ (электрическая мощность 96 МВт, тепловая – 563,8 Гкал/час). Водит в состав ПАО «Магаданэнерго».

Более 90 % выработки электроэнергии в региональной энергосистеме обеспечивают гидроэлектростанции. 

В южных регионах сложилась совершенно другая ситуация. Здесь сформирована развитая генерирующая и электросетевая инфраструктура, которая функционирует в рамках объединенной энергосистемы Востока.

В ОЭС Востока входят энергосистемы пяти субъектов Российской Федерации: Амурской области, Приморского и Хабаровского края, Еврейской автономной области и Республики Саха (Якутия). Режимами их работы управляют четыре филиала АО «СО ЕЭС».

     Амурское РДУ осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления электростанциями и объектами электросетевой инфраструктуры, которые находятся в Амурской области. Территория операционной зоны расположена на площади 361,9 тыс. км² с населением 756,2 тыс. человек.

По состоянию на 01.01.2023 г. в управлении и ведении Амурского филиала Системного оператора функционируют электростанции суммарной установленной электрической мощностью 4 307 МВт. Наиболее крупные из них:

• Бурейская ГЭС (электрическая мощность 2 010 МВт). Гидроэлектростанция входит в состав Бурейского каскада ГЭС. Является филиалом ПАО «РусГидро»;
• Зейская ГЭС (электрическая мощность 1 330 МВт). Гидроэлектростанция входит в состав ПАО «РусГидро» на правах филиала;
• Нижнебурейская ГЭС (электрическая мощность 320 МВт). Собственник станции – ПАО «РусГидро»;
• Благовещенская ТЭЦ (электрическая мощность 404 МВт, тепловая – 1 005,6 Гкал/час). Входит в состав АО «Дальневосточная генерирующая компания» (входит в группу РусГидро), филиал «Амурская генерация».

Наряду с энергогенерирующими объектами в составе энергосистемы Амурской области функционируют:

• 2 422,464 км ЛЭП класса напряжения 110 кВ;
• 6 092,83 км ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 1 492,564 км ЛЭП класса напряжения 500 кВ;
• 123 трансформаторных подстанции и распределительных устройства объектов генерации. Суммарная мощность трансформаторов составляет 1 081,8 МВА.

Приморское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала Системного оператора находятся объекты электроэнергетики Приморского края. На территории операционной зоны площадью 164,7 тыс. км² проживает 1,82 млн человек.

Как следует из данных, опубликованных на сайте АО «СО ЕЭС», по состоянию на 01.01.2023 г. под управлением Приморского РДУ действуют электростанции установленной электрической мощностью 2 759,004 МВт.

Основным объектом генерации в региональной энергосистеме является филиал АО «ДГК» Приморская ГРЭС мощностью 1 467 МВт.

В зоне операционной деятельности филиала также находятся:

• ЛЭП класса напряжения 110 кВ общей протяженностью 2 164 км;
• ЛЭП класса напряжения 220 кВ общей протяженностью 2 682,1 км;
• ЛЭП класса напряжения 500 кВ общей протяженностью 1 070,8 км;
• 166 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций суммарной мощностью трансформаторов 14 536,4 МВА.

Хабаровское РДУ. Под оперативно-диспетчерским управлением филиала Системного оператора функционируют энергообъекты, расположенные на территории Хабаровского края и Еврейской автономной области. Операционная зона охватывает территорию двух субъектов Российской Федерации общей площадью 823,9 тыс. км² с населением 1,452 млн человек.

По состоянию на 01.01.2023 г. в управлении и ведении Хабаровского РДУ находятся электростанции установленной электрической мощностью 2 144,5 МВт. Основные объекты генерации:

• Амурская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 285 МВт, тепловая – 1 169 Гкал/час);
• Комсомольская ТЭЦ-2 (электрическая мощность 197,5 МВт, тепловая – 545 Гкал/час);
• Комсомольская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 360 МВт, тепловая – 520 Гкал/час);
• Хабаровская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 435 МВт, тепловая – 1 200,2 Гкал/час);
• Хабаровская ТЭЦ-3 (электрическая мощность 720 МВт, тепловая – 1 040 Гкал/час).

Все вышеперечисленные теплоэлектроцентрали входят в состав филиала «Хабаровская генерация» АО «ДГК».

В зоне операционной ответственности Хабаровского РДУ электросетевой комплекс формируют:

• ЛЭП класса напряжения 110 кВ общей протяженностью 2 614,6 км;
• ЛЭП класса напряжения 220 кВ общей протяженностью 4 426,7 км;
• ЛЭП класса напряжения 500 кВ общей протяженностью 1 162,9 км;
• 142 трансформаторные подстанции и распределительные устройства электростанций. Суммарная мощность трансформаторного оборудования составляет 10 320,9 МВА.

 Энергосистема Хабаровского края – один из крупнейших производителей энергии на Дальнем Востоке. Она связана с энергосистемами Приморского края по одной ВЛ 500 кВ, трем ВЛ 220 кВ и одной ВЛ 110 кВ, с энергосистемой Амурской области по двум ВЛ 500 кВ и трем ВЛ 220 кВ, с энергосистемой Еврейской АО – по двум ВЛ 500 кВ и пяти ВЛ 220 кВ.

По территориально-технологическим причинам в Хабаровском крае изолированно от ОЭС Востока работает Николаевский энергорайон. Основным источником электроэнергии и тепла здесь является Николаевская ТЭЦ, расположенная в городе Николаевск-на-Амуре.

Установленная электрическая мощность электростанции составляет 130,6 МВт, тепловая – 321,2 Гкал/час. Николаевская ТЭЦ входит в состав ПАО «ДГК».

В 2008 году тепловую станцию, работающую на мазуте, ПАО «РусГидро» начало переводить на сжигание природного газа. Работы по газификации оборудования были проведены на трех котлоагрегатах. На 2023 год запланировано завершение газификации оставшихся двух котлов.

Якутское РДУ. Филиал Системного оператора выполняет функции диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Западного, Центрального и Южно-Якутского районов энергосистемы Республики Саха (Якутия).

Площадь операционной зоны составляет 3,084 млн км², в городах и населенных пунктах проживает 860 тыс. человек (89% населения Якутии).

В зоне операционной деятельности Якутского РДУ работают электростанции установленной мощностью 2 031,384 МВт. В число самых крупных из них входят:

• Каскад Вилюйских ГЭС (суммарная действующая мощность 957,5 МВт). Комплекс гидроэлектростанций играет важную роль в обеспечении устойчивости энергосистемы Якутии и соседних с ней регионов;
• Нерюнгринская ГРЭС (электрическая мощность 570 МВт, тепловая – 820 Гкал/час). Крупнейшая тепловая электростанция Якутии входит в состав АО «ДГК» в качестве структурного подразделения; 
• Светлинская ГЭС (электрическая мощность 277,5 МВт). Гидроэлектростанция является второй ступенью Каскада Вилюйских ГЭС. Собственник энергообъекта — АО «Вилюйская ГЭС-3», дочернее общество компании АЛРОСА;
• Якутская ГРЭС (электрическая мощность 170,087 МВт, тепловая – 661 Гкал/час). Крупнейшая электростанция Якутска, одна из самых мощных газотурбинных электростанций России входит в состав ПАО «Якутскэнерго»;
• Якутская ГРЭС Новая (Якутская ГРЭС-2). Электрическая мощность теплоэлектростанции составляет 164,032 МВт, тепловая – 469 Гкал/час. Энергообъект находится в эксплуатации ПАО «Якутскэнерго».

В структуру электроэнергетического комплекса также входят:

• ЛЭП класса напряжения 110 кВ общей протяженностью 3 514,2 км;
• ЛЭП класса напряжения 220 кВ общей протяженностью 7 308,8 км;
• 132 трансформаторных подстанции и распределительных устройства электростанций с суммарной мощностью трансформаторов 6 608,5 МВА.

В структуре генерирующих мощностей ОЭС Востока преобладают тепловые электростанции (58,9 % от установленной мощности) с ограниченным диапазоном регулирования. Ключевые объекты генерации размещены в северо-западной части ОЭС Востока, а основные районы потребления находятся на юго-востоке, что объясняет большую протяженность линий электропередачи – 35 611,378 км.

По оценкам аналитиков, «изоляция» ОЭС Востока снижает возможности по оптимизации режимов работы оборудования и энергосистемы в целом. Кроме того, существуют ограничения на передачу электроэнергии внутри энергообъединения.

В настоящее время рассматривается возможность присоединения ОЭС Востока к энергорынку. Это позволит включить Дальний Восток в программу модернизации тепловых электростанций за счет механизма ДПМ, а также проведения конкурсных отборов по программе ДПМ ВИЭ для развития возобновляемой энергетики.

Забайкальский край и Республика Бурятия – субъекты Российской Федерации, входящие в состав Дальневосточного федерального округа. Однако энергосистемы этих регионов функционируют в ОЭС Сибири.

Режимом работы энергообъединения управляет филиал АО «СО ЕЭС» «ОДУ Сибири». Оперативно-диспетчерское управление энергосистемами Бурятии и Забайкальского края осуществляют два филиала Системного оператора.

Бурятское РДУ. В управлении и ведении филиала находятся электростанции и объекты электросетевой инфраструктуры, расположенные на территории Республики Бурятия. Площадь операционной зоны составляет 351 тыс. км², в регионе проживает 975 тыс. человек.

По состоянию на 01.01.2023 г. под управлением Бурятского РДУ функционируют девять энергогенерирующих объектов суммарной установленной мощностью 1 523,8 МВт. В число наиболее крупных из них входят:

• Гусиноозёрская ГРЭС (электрическая мощность 1 224 МВт, тепловая – 224,3 Гкал/час). Тепловая электростанция является филиалом АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
• Улан-Удэнская ТЭЦ-1 (электрическая мощность 148,77 МВт, тепловая – 688 Гкал/час). Старейшая теплоэлектроцентраль Бурятии входит в состав ПАО «ТГК-14»;
• ТЭЦ Селенгинского ЦКК (электрическая мощность 36 МВт). Владелец электростанции – ОАО «Селенгинский ЦКК».

По данным АО «СО ЕЭС», электросетевой комплекс региональной энергосистемы формируют:

• 119 ЛЭП класса напряжения 110-220 кВ;
• 109 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций. Суммарная мощность трансформаторного оборудования составляет 5 778 МВА.

Забайкальское РДУ. В диспетчерском подчинении филиала АО «СО ЕЭС» функционируют объекты электроэнергетики Забайкальского края. Операционная зона охватывает площадь в 431,5 тыс. км² с населением 1,1 млн человек.

По состоянию на 01.01.2003 г. под диспетчерским управлением филиала функционируют 10 энергогенерирующих объектов суммарной установленной электрической мощностью 1 643,8 МВт. В число наиболее крупных из них входят:

• Харанорская ГРЭС (электрическая мощность 665 МВт, тепловая – 329,3 Гкал/час). Является крупнейшей тепловой электростанцией в Восточном Забайкалье и самым мощным объектом генерации Забайкальской энергосистемы, входит в состав АО «Интер РАО – Электрогенерация»;
• Читинская ТЭЦ (электрическая мощность 452,8 МВт, тепловая – 1 072 Гкал/час). Входит в ПАО «ТГК-14», является самой большой и крупнейшей в Забайкалье электростанцией этой энергетической компании;
• ТЭЦ ППГХО (установленная электрическая мощность 410 МВт, фактическая 280 МВт). Тепловая электростанция расположена в городе Краснокаменске. Является основным источником электроэнергии и централизованного теплоснабжения производственных объектов горно-химического объединения, предприятий местной промышленности, социальной сферы и районов города.

В начале 2023 года Краснокаменский филиал АО «Русатом инфраструктурные решения» (Краснокаменская ТЭЦ) вошел в структуру Приаргунского производственного горно-химического объединения. Решение о передаче энергокомплекса в ПАО «ППГХО» принято Госкорпорацией «Росатом».

При переводе зарплата персонала станции осталась неизменной, все сотрудники получили социальные гарантии и льготы, которые полагаются работникам ППГХО. На жителях города передача ТЭЦ ПАО «ППГХО» также не отразится: электростанция продолжит обеспечивать потребителей электроэнергией, теплом и горячей водой.

В составе электроэнергетического комплекса Забайкалья функционируют следующие линии электропередачи:

• 1 ЛЭП класса напряжения 220 кВ, выполненная в габаритах 500 кВ;
• 52 ЛЭП класса напряжения 220 кВ;
• 92 ЛЭП класса напряжения 110 кВ.

Энергосистема ДФО в 2022 году

В 2022 году структура генерирующих мощностей в энергосистеме Дальневосточного федерального округа постоянно менялась: в эксплуатацию вводилось новое энергогенерирующее оборудование, из работы выводились изношенные агрегаты и передвижная электростанция, была выполнена перемаркировка действующего энергооборудования.

Вводы генерирующего оборудования. Как следует из данных АО «СО ЕЭС», в минувшем году на территории ДФО в эксплуатацию были введены следующие генерирующие мощности:

• В июне были завершены пусконаладочные работы по установке ПАЭС-2500 на ДЭС «Амга» в Республике Саха (Якутия). Дополнительная передвижная автоматизированная газотурбинная электростанция мощностью 2,5 МВт установлена для увеличения мощности действующей дизельной станции. ПАЭС позволит обеспечить бесперебойное электроснабжение потребителей Амгинского района.

Технические характеристики ПАЭС-2500:

5. Номинальная мощность – 2 500 кВт;
5. Максимальная мощность привода – 2 750 кВт;
5. Ток – переменный, трехфазный, «нейтраль» изолированная;
5. Номинальное напряжение – 6 300 В;
6. Номинальная частота переменного тока – 50 Гц;
5. Номинальный коэффициент мощности (при индуктивной нагрузке) – 0,8;
5. Расход топлива при номинальной нагрузке на клеммах генератора (2 500кВт) в нормальных атмосферных условиях:

- топливного газа с низшей удельной теплотой сгорания 50000 кДж/кг – 1 050 кг/ч;

- жидкого топлива (керосин, дизтопливо) с низшей удельной теплотой сгорания 42000 кДж/кг – 1 010 кг/ч;

5. Безвозвратные потери масла по двигателю – не более 0,8 кг/ч;
5. Габаритные размеры – 11565 х 2500 х 3700 мм;
5. Масса – 26 500 кг.

• С 1 мая введена в работу вторая очередь Читинской СЭС установленной мощностью 15 МВт, после чего мощность станции увеличилась до проектных 35 МВт.

6 мая 2022 года эксперты Забайкальского управления Ростехнадзора провели осмотр Читинской СЭС установленной мощностью 35 МВт. В результате осмотра было установлено, что солнечная электростанция полностью соответствует требованиям нормативных документов, предусмотренных п. 24 Правил выдачи разрешений на допуск в эксплуатацию энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства, объектов теплоснабжения и теплопотребляющих установок, утвержденных постановлением Правительства РФ. По результатам осмотра Управлением выдано разрешение на допуск Читинской СЭС в эксплуатацию.

Три инверторные станции первой очереди Читинской СЭС мощностью 20 МВт были впервые поставлены под напряжение 20 ноября 2021 года. С ее вводом в работу суммарная мощность солнечной генерации в энергосистеме Забайкальского края достигла 50 МВт, что составляло 3% от общей величины установленной мощности объектов генерации региона.

Строительство Читинской СЭС велось группой компаний «Хевел» в рамках реализации договора о предоставлении мощности возобновляемых источников энергии (государственной программы ДПМ ВИЭ).

Фотоэлектрические панели занимают площадь около 100 га. Станция стала третьей по счету СЭС в Забайкальской энергосистеме. Всего в регионе в период с 2021 по 2024 год планируется построить пять солнечных электростанций суммарной установленной мощностью 310 МВт.

Для выдачи электрической мощности с Читинской СЭС в сеть построена и введена в работу однотрансформаторная повышающая подстанция 10/110 кВ. Проект строительства «под ключ» реализован Группой СВЭЛ. Центр питания укомплектован оборудованием собственного производства:

• Отрытое распределительное устройство 110 кВ;
• Выключатель 110 кВ;
• Разъединитель 110 кВ;
• Трансформаторы тока и напряжения;
• Силовой трансформатор 110/10 кВ мощностью 40 МВА;
• ЗРУ 10 кВ совмещенное с ОПУ, которое состоит из блочно-модульного здания, 14 ячеек КРУ-СВЭЛ, шкафов РЗА и ПА, двух сухих трансформаторов собственных нужд и другого оборудования.

Проект был реализован в течение шести месяцев. По оценкам экспертов, ключевыми факторами, которые позволили завершить строительство в короткие сроки, являются: высокая доля оборудования собственного производства, имеющиеся наработки в сфере возведения объектов для солнечных электростанций, запуск оборудования в производство параллельно с этапом разработки документации, компетенции в проектном управлении, квалифицированные специалисты и налаженные бизнес-процессы, позволяющие выбирать надежных подрядчиков.

• С начала июля начала поставки электроэнергии и мощности на ОРЭМ Черновская СЭС мощностью 35 МВт. Объект «зеленой» генерации, как и Читинская СЭС, находится в Черновском районе Читы. Солнечная электростанция оборудована автоматизированными системами управления и контроля. За июль ее выработка составила 5 млн кВт*ч электроэнергии.

«С вводом в эксплуатацию солнечных электростанций Забайкалье становится чище. В регионе сжигается меньше угля, очищается атмосфера, увеличивается выработка электроэнергии. Поэтому такие проекты являются социально значимыми, важными с точки зрения энергетики, с точки зрения развития края, с точки зрения инвестиций и создания новых рабочих мест», – говорит и.о. заместителя председателя правительства Забайкальского края по инфраструктурным вопросам Вадим Петров.

По оценкам экспертов, в год две солнечных электростанции суммарной мощностью 70 МВт будут генерировать около 100 млн кВт*ч. Этого количества достаточно для обеспечения электроэнергией 80 тыс. домохозяйств. Из плюсов и налоговые поступления в бюджет края. Ожидается, что за 15 лет они составят 3 млрд руб.

Читинская СЭС и Черновская СЭС – это не первые проекты солнечной генерации, реализованные на территории Забайкальского края. Полноценные фотоэлектрические электростанции – Балей СЭС (15 МВт) и СЭС «Орловский ГОК» (15 МВт) – были запущены в работу в октябре 2019 года. В год они вырабатывают более 40 млн кВт*ч электричества.

Забайкальский край примечателен тем, что здесь крайне высокий уровень инсоляции – один из лучших в России. В регионе количество солнечного света, падающего на поверхность, составляет 1750 кВт*ч на квадратный метр в год.

Несмотря на это, в Забайкалье действует всего четыре солнечных электростанции. Доля их мощности в регионе пока ничтожно мала и составляет всего 6%.  При оптимальном раскладе Черновская СЭС может дать краю лишь 2% мощности. Поэтому о полном замещении выработки тепловых электростанций и изменении тарифов для населения говорить еще рано.

Тем не менее, «зеленая» энергетика в регионе продолжит развиваться. В январе 2022 года Минэнерго РФ одобрило проекты по строительству еще семи солнечных станций на территории Забайкальского края в 2023-2024 гг.
В общей сложности новые энергообъекты будут вырабатывать электроэнергию мощностью 313,5 МВт.

Перемаркировка генерирующего оборудования. На Гусиноозёрской ГРЭС, по результатам испытаний, проведена перемаркировка паровой конденсационной турбины К-200-130-3 блока № 3. Установленная мощность объекта генерации с прежних 1 190 МВт увеличилась на 34 МВт и достигла 1 224 МВт.

Тепловая электростанция расположена в городе Гусиноозёрске (Республика Бурятия). Это крупнейшая конденсационная станция в Забайкалье и одно из самых крупных предприятий Республики Бурятия. Гусиноозёрская ГРЭС обеспечивает электроэнергией потребителей Бурятии и соседних регионов, а также вырабатывает тепловую энергию  для города Гусиноозёрск.

Основным топливом для станции является бурый уголь Окино-Ключевского разреза и Гусиноозёрского месторождения. В качестве растопочного топлива используется мазут.

Вывод из работы энергогенерирующего оборудования. Как следует из оперативных данных АО «СО ЕЭС», по состоянию на 1 октября 2022 года в ДФО из эксплуатации были выведены следующие генерирующие мощности:

• В Республике Саха (Якутия) на дизельной электростанции Хандыга демонтирована передвижная автоматизированная газотурбинная электростанция ПАЭС-2500 под станционным № 11. Мощность электростанции составляла 2,5 МВт.
• На Майской ГРЭС выведены из эксплуатации два паротурбинных турбоагрегата мощностью по 12 МВт (турбины К-12-35, генераторы Т2-12-2) и дизель-генератор АПДС-200 мощностью 0,2 МВт. В результате вывода из эксплуатации части устаревшего оборудования установленная мощность электростанции сократилась на 24,2 МВт.

В настоящее время в работе остается турбоагрегат № 3 мощностью 6 МВт, в составе паровой турбины АК-6 с генератором Т2-6-2, введенный в эксплуатацию в 1954 году.

Майская ГРЭС расположена в рабочем поселке Майский Советско-Гаванского муниципального района Хабаровского края. Пущена в работу в 1938 году, является одной из старейших электростанций Дальнего Востока. За годы активной эксплуатации оборудование станции сильно износилось и морально устарело.

После ввода в работу в 2020 году новой Совгаванской ТЭЦ было принято решение о поэтапной остановке и последующем демонтаже генерирующего оборудования Майской тепловой электростанции.

В 2020 году из эксплуатации были выведены газотурбинные установки общей мощностью 24 МВт – четыре газовые турбины ГТГ-1А с генераторами Т2-12-2. Для обеспечения теплоснабжения поселка Майский запланировано строительство котельной.

В мае 2021 года ПАО «ДГК» обратилось в АО «СО ЕЭС» с заявлением о выводе из эксплуатации турбоагрегата № 3 Майской ГРЭС с 1 марта 2023 года.

28 июля 2021 года на обращение генерирующей компании Системный оператор выдал заключение № В32-I-2-19-7846 о невозможности вывода указанного объекта из эксплуатации.

Ремонт энергогенерирующего оборудования. Суммарные значения установленной мощности выведенного в ремонт генерирующего оборудования в ОЭС Востока, предусмотренные утвержденным сводным годовым графиком ремонтов энергетического оборудования электростанций (с учетом месячных корректировок) составили:

• Январь – 682 МВт;
• Февраль – 917 МВт;
• Март – 2 354 МВт;
• Апрель – 3 389 МВт;
• Май – 1 858 МВт;
• Июнь – 1 570 МВт;
• Июль – 1 842 МВт;
• Август – 2 218 МВт;
• Сентябрь – 1 808 МВт;
• Октябрь – 2 286 МВт;
• Ноябрь – 1 542 МВт;
• Декабрь – 137 МВт.

Фактический объем мощности выведенных ремонт турбоагрегатов электростанций в энергосистеме Республики Бурятия составил:

• Февраль – 210 МВт;
• Апрель – 414 МВт;
• Май – 718 МВт;
• Июнь – 404 МВт;
• Август – 204 МВт;
• Сентябрь – 210 МВт;
• Октябрь – 420 МВт;
• Ноябрь – 190 МВт.

Фактический объем мощности выведенного в ремонт энергогенерирующего оборудования в энергосистеме Забайкальского края составил:

• Январь – 235 МВт;
• Февраль – 110 МВт;
• Март – 179 МВт;
• Апрель – 60 МВт;
• Май – 197 МВт;
• Июнь – 386 МВт;
• Июль – 215 МВт;
• Август – 576 МВт;
• Сентябрь – 200 МВт;
• Октябрь – 92 МВт;
• Ноябрь – 247 МВт;
• Декабрь – 60 МВт.

По инициативе Минвостокразвития России в сентябре 2021 года было подписано Постановление Правительства РФ о запуске программы «Дальневосточная концессия», разработанной при участии Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики (КРДВ). 

Ее суть состоит в том, что частный инвестор выделяет средства на создание энергетической инфраструктуры, а государство в течение максимум 15 лет возвращает ему вложенные средства. Программа позволяет при существующем бюджете, или даже при его меньших затратах, одновременно создавать больше энергообъектов.

В течение года был сформирован портфель проектов, в который вошли как проектные инициативы, так и проекты в разной степени готовности. На президиуме Правительственной комиссии по вопросам социально-экономического развития Дальнего Востока были одобрены заявки пяти субъектов Российской Федерации по созданию 14 энергообъектов. Общая сметная стоимость этих объектов составляет 31 млрд руб.

Так, на территории пгт. Первомайское Шилкинского района Забайкальского края уже строится угольная котельная мощностью 70 МВт. В столице региона будет установлено наружное освещение, аналогичный проект будет реализован и в Биробиджане.

В 2023 году может быть одобрено создание около 30 объектов по программе «Дальневосточная концессия» в рамках реализации мастер-планов городов и программы «Дальневосточный квартал». Для их реализации планируется привлечь около 200 млрд руб. в качестве инвестиций. Кроме того, будут утверждены правила предоставления и распределения консолидированной субсидии для субъектов ДФО и Арктической зоны РФ, а также критерии отбора инвестиционных проектов.

Механизмы привлечения инвестиций в энергетику ДФО

Развитие экономики и социальной сферы Дальнего Востока входит в число национальных приоритетов на протяжении уже нескольких десятилетий. 15 апреля 2014 года Постановлением Правительства № 308 была утверждена Государственная программа «Социально-экономическое развитие Дальневосточного федерального округа».

Освоение необжитых территорий, создание новых производств, развитие социальной инфраструктуры и укрепление внешнеэкономических связей со странами Азиатско-Тихоокеанского региона смогут обеспечить рост доли вклада макрорегиона в ВВП с нынешних 15% до 20% уже к 2030 году.

Однако столь стремительный рост невозможен без привлечения частных инвестиций во все отрасли экономики и обеспечения со стороны государства условий для их развития.

С этой целью в 2015 году создана система институтов макрорегионального развития. В дальнейшем они были объединены на базе Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики. В задачи единого института входит генерирование идей для будущих инвестиций, создание благоприятного инвестиционного климата, оказание мер господдержки и сопровождение реализации инвестиционных проектов в режиме единого окна.

В соответствии с лучшими мировыми практиками в числе ключевых мер государственной поддержки были определены налоговые преференции, обеспечение резидентов внешней инфраструктурой и предоставление льготного финансирования для реализации отдельных инвестиционных проектов.

     Работа по привлечению частных инвесторов на Дальний Восток была разделена по отраслевому принципу: каждая отрасль должна внести количественно закрепленный вклад в экономику макрорегиона. При этом развитие каждой отдельно взятой отрасли неразрывно связывается с притоком в нее как технологических, так и финансовых инвестиций.

Каждой отрасли свойственны свои характерные особенности построения бизнес-процессов и отраслевые механизмы государственной поддержки, которые реализуют профильные министерства и институты развития. Их использование совместно с макрорегиональными мерами поддержки активизирует инвестиционные процессы на выделенной территории.

Суммарный объем привлеченных инвестиций по подписанным резидентским соглашениям в период 2016-2021 гг. составил 6,1 трлн руб., из которых на долю электроэнергетического комплекса, сферы ЖКХ и ТКО пришлось менее 1%. Большая часть этой суммы была направлена на реализацию трех проектов:

• 26,5 млрд руб. инвестировано в возведение Свободненской ТЭС установленной электрической мощностью 160 МВт – основного поставщика энергоресурсов для Амурского газоперерабатывающего завода, который в будущем станет одним из крупнейших предприятий по переработке газа в мире и создаст дополнительные условия для развития промышленного потенциала Дальнего Востока. Тепловая электростанция введена в работу 20 апреля 2021 года;
• 11,2 млрд руб. направлено на реконструкцию и модернизацию оборудования комплекса очистных сооружений в г. Архангельске;
• 5,9 млрд выделено на строительство мусороперерабатывающего завода в Приморском крае.

Стоимость остальных проектов не превышает 500 млн руб. Это свидетельствует о низкой инвестиционной привлекательности этих отраслей и информирует о том, что одних только макрорегиональных мер господдержки для достижения поставленной цели недостаточно.

Сложившаяся ситуация объясняется принципиальным отличием этих отраслей, которые относятся к категории обеспечивающих и характеризуются государственным регулированием инвестиционной деятельности.

Подавляющая часть капиталовложений в таких отраслях на территории ДФО осуществляется действующими ресурсоснабжающими предприятиями. Их деятельность носит монопольный характер и находится под управлением федеральных или региональных властей. Реализация новых проектов сталкивается с низкой эффективностью и нуждается в прямом участии государства.

Вместе с тем колоссальный ресурсный потенциал и рост популярности ESG-инвестирования, когда решение о вложениях средств в бизнес принимается на основе вклада компании в развитие общества, потребовали от макрорегионального института развития поиска инвестиционных возможностей в сфере электроэнергетики и разработки особых механизмов господдержки инвесторов с учетом отраслевой специфики.

Устойчивое и поступательное развитие энергетики любого государства во многом определяет его энергетическую безопасность и является стратегической отраслью экономики, обеспечивая электрической и тепловой энергией потребности других отраслей промышленности и населения.

Именно поэтому инвестиционная деятельность в энергетической сфере является предметом госрегулирования, где органам власти необходимо найти эффективный баланс между государственным интересом и бизнесом, который может обеспечить рост экономической эффективности отрасли.

Для нынешней ЕЭС России характерно наличие конкурентного и монопольного секторов, в каждом из которых функционируют разные механизмы привлечения инвесторов. В конкурентный сектор входит генерация, где компании являются полноценными участниками энергетического рынка, а их инвестиционная деятельность ограничивается потребительским спросом.

Действующий уровень цен на электроэнергию не дает возможности реализовывать крупные инвестиционные проекты по строительству и обновлению генерирующих мощностей, поэтому для развития отрасли были созданы специальные механизмы господдержки.

Основным инструментом на ОРЭМ является договор поставки мощности (ДПМ), гарантирующий инвестору возврат капиталовложений, направленных в создание энергообъекта, за счет повышенных платежей за мощность для крупных потребителей.

Механизм ДПМ доказал свою эффективность во время первой программы, в рамках которой было введено в эксплуатацию более 26,5 ГВт новых генерирующих мощностей. При этом, в электроэнергетику было привлечено свыше 1 трлн руб. средств частных инвесторов, в том числе иностранных.

В дальнейшем этот инструмент был применен для поддержки отдельных видов генерации, в том числе ВИЭ и заводов по сжиганию твердых коммунальных отходов. Также он был направлен на поддержку модернизации оборудования действующих тепловых электростанций.

Механизм ДМП стал основным инструментом государственного управления долгосрочным энергетическим балансом и реализации государственной энергетической политики. Следует отметить, что действие этого механизма ограничивается территорией ценовых зон ОРЭМ, где развитие энергетического комплекса обеспечивается покупательской способностью потребителей.

Развитие генерации на розничном рынке электроэнергии обеспечивают другие механизмы поддержки инвесторов. С этой целью устанавливается повышенный тариф на покупку электроэнергии для компенсации потерь в сетях и обязанность оплачивать его у ТСО. Этот механизм оказывает эффективную поддержку при реализации инвестиционных проектов регионального уровня, в первую очередь тех, что содействуют развитию возобновляемой энергетики.

Электросетевой комплекс осуществляет регулируемую деятельность. Здесь в качестве механизма возврата капиталовложений выступает тариф на передачу электроэнергии. В его рамках и формируется инвестиционная программа сетевых компаний.

В этом секторе госуправление инвестиционными процессами осуществляется методом разработки схем и программ развития электроэнергетики, которые создают базу для дальнейшего согласования инвестиционных программ регулирующими органами.

Проекты, которые не были включены в инвестиционную программу, могут быть реализованы только в рамках платы за техприсоединение или за счет прямого бюджетного финансирования.

Однако практика показывает, что предоставленное в безвозвратном порядке денежное обеспечение из федерального или местного бюджета на реализацию проектов в электроэнергетической сфере – это скорее исключение из правил, чем распространенная практика.

Следует отметить, что реализация инвестпроектов в электросетевом комплексе не предполагает прихода на рынок новых инвесторов. Схема реализации основывается на обеспечении технологического присоединения новых потребителей оптимальным способом силами действующих сетевых организаций, самая крупная из которых – это компания с государственным участием ПАО «Россети».

В качестве инструмента, призванного повысить инвестиционную привлекательность объектов сетевой инфраструктуры, которые находятся в муниципальной собственности, может быть использовано концессионное соглашение. Однако требования, предъявляемые к ТСО, и низкий уровень рентабельности этого бизнеса позволяют говорить о консолидации активов на базе более крупных сетевых компаний.

В ДФО остро стоит проблема локальной энергетики. Однако ее реальный масштаб гораздо шире. Он не ограничивается только территорией Дальнего Востока и Арктики, а выходит за географические границы округа и непосредственно затрагивает другие регионы Российской Федерации.

Например, зона децентрализованного энергоснабжения функционирует в Томской области, где 24 населенных пункта с населением 12 тыс. человек обеспечиваются электричеством из сетей, которые не подсоединены к Единой энергосистеме России.

По мнению экспертов, отраслевая финансовая поддержка частных инвесторов в этой сфере должна быть неразрывно связана с развитием централизованного электро- и газоснабжения. Кроме того, ее необходимо увязать с тарифным регулированием, обеспечить экономический эффект в виде снижения межтерриториального перекрестного субсидирования и возможность реализации принципов ESG-инвестирования для привлечения социально ответственных инвесторов.

Наличие множества трудновыполнимых условий делает реализацию таких проектов на базе макрорегиона нецелесообразной. В то же время, на этапе разработки финансовой модели каждого инвестиционного проекта следует принимать во внимание все возможные дополнительные территориальные преференции, создавая таким образом задел для будущих трансформаций энергетики Дальнего Востока.

Изменение правил регулирования рынка. Путь к здоровой конкуренции

Для социально-промышленного развития ДФО и, в частности, увеличения пропускной способности БАМа и Транссибирской железнодорожной магистрали, необходима доступная и качественная энергетическая инфраструктура.

Однако в настоящее время на территории Дальнего Востока отсутствуют конкурентные отношения и рыночное ценообразование. Процесс формирования стоимости электроэнергии полностью регулируется государством, а развитие электроэнергетики сдерживает высокая стоимость привозного топлива, необходимость привлечения инвестиций и огромные территории.

Энергосистема России разделена на две ценовые зоны. В первую входит европейская часть страны и Урал. Во вторую – Сибирь. Кроме того, действует несколько неценовых зон с регулируемыми тарифами. В ценовых зонах стоимость электроэнергии для промышленных потребителей определяется на торгах (для бытовых потребителей действует тарифная схема).

Минэнерго РФ выступило с предложением расширить вторую ценовую зону за счет присоединения Дальнего Востока вместо того, чтобы создавать третью. По словам министра энергетики РФ Николая Шульгинова, это позволит повысить надежность энергоснабжения и создаст привлекательный инвестиционный климат.

«Важно в процессе объединения энергосистем Сибири и Дальнего Востока избежать «ценовых шоков», поэтому тарифы для населения должны оставаться неизменными», – считает глава Минэнерго России.

Как будет рассчитываться свободная стоимость электричества? По оценкам экспертов, существующая надбавка к цене для первой и второй ценовых зон сдерживает увеличение стоимости электроэнергии для некоторых регионов Дальневосточного федерального округа.

Сторонники объединения говорят о либерализации только половины конечной стоимости электроэнергии, поскольку 50% приходится на долю сетевой инфраструктуры, на которую и дальше будет распространяться регуляторная политика.

При интеграции дальневосточных регионов в энергорынок стабильность будет соблюдена минимум наполовину. Потребителям переживать не стоит, поскольку с 2019-2020 гг. применяется долгосрочное тарифное регулирование.

Замглавы ФАС России Виталий Королёв считает, что для обеспечения конкурентной стоимости киловатта в регионах Дальнего Востока необходимо обеспечить приемлемую цену топлива, из которого впоследствии вырабатывается электроэнергия. Прежде всего, речь идет о мазуте и угле. Там, где позволяют технические возможности, следует провести газификацию генерирующего оборудования.

«Для обеспечения конкурентной цены на Дальнем Востоке необходимо рассмотреть возможность субсидирования транспортировки топлива. Аналогичный механизм уже действовал в 2022 году на рынке бензина и дизтоплива», – говорит В. Королёв.

Одним из инструментов привлечения инвесторов и развития в регионах ДФО здоровой конкуренции, может стать принятие дорожной карты. Проект документа уже разработан в Минэнерго России.

В качестве стимула предлагается использовать долгосрочное рыночное ценообразование для строительства новых объектов. С целью получения наглядной картины могут быть выполнены модельные расчеты и выставлены на публичное обсуждение для возможной оценки.

Это позволит потребителям, участникам рынка и потенциальным инвесторам более наглядно увидеть, как государство планирует строить конкурентные отношения в электроэнергетике Дальнего Востока.

В 2022 году АО «СО ЭЕС» внедрил в ОЭС Востока технологию внутрисуточных расчетов уточненных доводимых диспетчерских графиков (УДДГ), которая полностью повторяет алгоритм расчетов планов балансирующего рынка, которые используются в ценовых зонах ОРЭМ.

Внутрисуточные УДДГ формируются по формализированной технологии, учитывающей оперативные данные об изменении параметров генерации, поданные поставщиками электроэнергии, уточненный прогноз энергопотребления и информацию об изменениях схемно-режимной ситуации в операционной зоне.

Внедрение механизма УДДГ стало новым этапом формирования технологической основы для перехода к модели конкурентного энергорынка на Дальнем Востоке.

Теплоснабжение ДФО переходит на качественно новый уровень

В ОЭС Востока доля старого оборудования ТЭС, введенного в работу более 30 лет назад, на 10% выше, чем в среднем по стране. Средний возраст турбин — 40 лет, котлов — полвека. Как сами объекты генерации, так и тепловые сети характеризуются высокой степенью износа. Кроме того, им свойственна низкая эффективность и сверхнормативные потери.

Для повышения качества обеспечения потребителей тепловой энергией ПАО «РусГидро» начало использовать в ряде муниципальных образований Дальнего Востока модель «альтернативной котельной». Механизм ее реализации позволяет модернизировать тепловые сети, закрыть неэффективные источники теплоснабжения и свести к минимуму уровень потерь тепла в сетях.

«Альтернативная котельная» – это технология справедливого расчета тарифов на тепловую энергию. Метод разработан Правительством РФ и в 2017 году был закреплен в федеральном законе. Методика расчета предусматривает установление предельного уровня цены, который нельзя превышать теплоснабжающим организациям.

За точку отсчета стоимости принимается потенциальная цена единицы тепловой энергии, которую могла бы генерировать построенная в регионе новая котельная, оснащенная самым современным оборудованием.

В этой ситуации для эффективных компаний открываются новые перспективы и возможности для дальнейшего развития, они могут инвестировать значительные суммы в повышение надежности и качества теплоснабжения потребителей. В то время как организации с высокими тарифами для повышения эффективности своей работы вынуждены либо привлекать инвесторов, либо уходить с рынка.

В настоящее время ПАО «РусГидро» уже реализует ряд проектов в сфере теплоснабжения на территории Дальнего Востока. Например, в городе Благовещенске и его спутниках – поселках Прогресс и Чигири Амурской области ­– осуществляется модернизация источников тепла и тепловых сетей в условиях перехода в ценовую зону теплоснабжения с 1 января 2022 года.

В рамках второго проекта в Ленске (Республика Саха (Якутия)) энергокомпания модернизирует системы теплоснабжения в условиях консолидации тепловых активов на базе АО «Теплоэнергосервис» (дочернее общество ПАО «Якутскэнерго», входит в Группу «РусГидро»). 

В Советской Гавани (Хабаровский край), в ходе работы над очередным проектом, специалисты энергохолдинга «РусГидро» оптимизируют структуру тепловой генерации после ввода в эксплуатацию Совгаванской ТЭЦ и новой котельной: тепловые нагрузки от неэффективных муниципальных котельных переводятся на тепловую электростанцию, осуществляется замена ветхих участков теплосетей.

Кроме того, ведется активная подготовка к реализации двух проектов по методу «альтернативной котельной» во Владивостоке (Приморский край) и Биробиджане (Еврейская автономная область). Здесь уже достигнуты предварительные договоренности с местными администрациями по объемам и направлениям капитальных вложений и выстроены финансово-договорные модели.

В дальнейшем, в рамках концессионных соглашений, будет обновлено оборудование объектов тепло- и водоснабжения города Анадыря (Чукотский автономный округ), а также построены водогрейные котельные в поселках Депутатский и Чульман (Республика Саха (Якутия)).

По всем проектам определены объемы инвестиций, источники финансирования, рассчитаны показатели и окупаемости капиталовложений и экономической эффективности.

«Второе дыхание» локальной энергетики ДФО

В рамках развития регионов Дальнего Востока ПАО «РусГидро» ведет активную работу по модернизации локальной энергетики на территории Дальневосточного федерального округа.

В 2022 году в четырех населенных пунктах отдаленного Момского района (Республика Саха (Якутия)) энергетическая компания ввела в действие современные объекты локальной энергетики – автоматизированные гибридные энергокомплексы. Суммарная установленная мощность новых энергообъектов составляет 7,2 МВт.

Комплексы созданы на базе высокоэффективных ДЭС с использованием современных технологий на основе ВИЭ, систем накопления энергии и автоматизированного управления. В состав одного из таких энергокомплексов вошла крупнейшая в российском Заполярье фотоэлектрическая станция установленной мощностью 1,5 МВт.

Новые энергокомплексы установлены в якутских селах Кулун-Елбют, Хонуу, Чумпу-Кытыл и Сасыр, изолированных от ЕЭС России. В зимние месяцы столбик термометра на этих территориях нередко опускается ниже отметки в -60 °С, поэтому о важности надежного энергоснабжения здесь знают не понаслышке.

Новые гибридные энергокомплексы заменят выработавшие свой ресурс неэффективные дизельные электростанции, потребляющие огромное количество дорогостоящего топлива. Планируется, что с вводом их в работу расход доставляемого по сложной логистической схеме дизельного топлива сократится на 30%, ежегодный экономический эффект составит более 980 тонн.

Энергетические комплексы построены в рамках энергосервисного контракта. Первыми проектами, реализованными ПАО «РусГидро» с использованием этого механизма, стали энергокомплексы в селе Улахан-Кюель и городе Верхоянске Верхоянского района Республики Саха (Якутия).

В перспективе аналогичные проекты будут реализованы в 72 населенных пунктах Якутии и семи – на Камчатке. Планируется, что общая мощность новых дизельных электростанций превысит 90 МВт, мощность объектов генерации на базе ВИЭ составит около 30 МВт.

Сахалинским проводам гололед больше не страшен

При эксплуатации воздушных линий электропередач энергетики нередко сталкиваются с проблемой обледенения проводов. Образованию наледи способствуют высокая влажность воздуха, сильные ветры и резкие перепады температуры окружающей среды. Толщина гололеда может достигать 60-70 мм, существенно утяжеляя провода.

Образование наледи — одна из наиболее частых причин аварий на ЛЭП. Из-за особенностей климата в Сахалинской области эта проблема стоит особенно остро.

Наиболее эффективным средством борьбы с этим явлением специалисты называют плавку гололеда в результате нагрева проводов через пропускание электрического тока с правильно подобранными параметрами.

Использование обычных схем плавки наледи требует отключения линий электропередачи на время проведения очистки, что может повлечь за собой ограничение энергоснабжения потребителей. Но выход из ситуации найден!

Энергетики ПАО «Якутскэнерго» выполнили комплекс работ в рамках инновационного проекта по борьбе с обледенением проводов без отключения потребителей. Сложную задачу удалось решить с помощью контурного трансформатора мощностью 30 МВА.

Устройство уже доказало свою эффективность в ходе испытаний, которые проводились в сложных погодных условиях, обеспечив защиту проводов от наледи и беспрерывную работу электрической сети.

Новый трансформатор переменного тока введен в действие при участии проектного института ООО «ИНПЭС», технического блока ПАО «Сахалинэнерго» и подрядных организаций. Изобретение зарегистрировано Федеральной службой по интеллектуальной собственности, автору изобретения выдан патент.

Проект охватывает ЛЭП класса напряжения 110 кВ, которые образуют кольцо вокруг самого большого населенного пункта на Сахалине – города Южно-Сахалинска, а также линии электропередачи, обеспечивающие электроснабжение портового города Корсакова, расположенного на берегу залива Анива в 42 километрах от областного центра.

В Якутии к сетям подключены новые объекты

В 2022 году специалисты АО «Сахаэнерго» подключили к электросетям 419 объектов, расположенных на территории северных и арктических районов Республики Саха (Якутия). Суммарная мощность присоединенного оборудования превышает 17 МВт.

Большой объем работ выполнен в селе Саскылах Анабарского улуса, где выполнено технологическое присоединение 18 многоквартирных жилых домов и приюта для бездомных животных. Также к сетям компании подключены фельдшерско-акушерские пункты в с. Андрюшкино Нижнеколымского и с. Чкалов Аллаиховского районов.

В течение года качественным энергоснабжением обеспечены крупные объекты сельского хозяйства в Томпонском, Хангаласском, Нижнеколымском улусах, торгово-логистические центры в Нижнеколымском, Усть-Янском и Булунском районах. Кроме того, к сетям компании были подключены также объекты малого предпринимательства: магазины, производственные здания и пекарни.

Для реализации технологического присоединения новых объектов были введены в работу новые энергообъекты, выполнена модернизация и реконструкция распределительных сетей населенных пунктов.

Так, в 2022 году возведена и реконструирована 21 комплектная трансформаторная подстанция, построено и отремонтировано более 22,5 км электрических сетей класса напряжения 0,4/ 6/10 кВ, а также проложено более 2 км кабельных линий электропередачи.