Регион может войти в энергорынок к 2025 году

Минэнерго хочет в сжатые сроки запустить рынок электроэнергии на Дальнем Востоке, в Коми и Архангельской области. К концу следующего года на оптовый энергорынок могут вывести 15% от общего объема электроэнергии новых регионов, к лету 2024-го — 50%, а к лету 2025-го — весь объем. Такой шаг нужен для привлечения инвестиций в модернизацию местной энергетики, говорят регуляторы. Промышленность просит не торопиться: без конкуренции и тесных электросетевых связей объединение регионов приведет «к непредсказуемым ценовым последствиям» для рынка.

Зачем нужен рынок

Реформа электроэнергетики, проходившая в стране в 2000-х годах, не затронула Дальний Восток, а также Архангельскую область и Коми. Государство в этих регионах до сих пор устанавливает тарифы, которых не хватает на ремонты ТЭС. «Уровень износа у генерирующих объектов Дальнего Востока выше, чем в среднем по России»,— говорил глава Минэнерго Николай Шульгинов, выступая осенью на профильной дискуссии в рамках Восточного экономического форума (ВЭФ). Средний возраст турбин — 40 лет, котлов — 50 лет.

Рынок не добрался до Дальнего Востока, во-первых, из-за слабых электрических связей с остальной частью страны, а во-вторых, из-за отсутствия конкуренции — практически вся генерация и электросети региона принадлежат госхолдингу «РусГидро». Между тем именно Дальний Восток в последние годы демонстрирует существенный рост потребления электроэнергии. С января по сентябрь текущего года в энергосистеме Востока спрос на энергию вырос на 4,1% год к году, до 32 млрд кВт•ч, при приросте в среднем по России на 1%. Здесь развиваются предприятия по добыче золота и алмазов, потребление увеличивает и железная дорога, по которой все больше грузов идет в Азию. Кроме того, из Амурской области увеличивается экспорт электроэнергии в Китай.

Спрос на Дальнем Востоке, судя по заявкам новых потребителей на технологическое присоединение к местным электросетям, будет расти и дальше: «В Схему и программу развития ЕЭС России (СИПР) заложено 4,2% роста электропотребления в год, при этом в марте была утверждена СИПР, а уже есть порядка 500 МВт новых техусловий по югу Приморья, которые не были учтены»,— сказал осенью глава «Системного оператора» (диспетчер энергосистемы) Федор Опадчий.

Участники отрасли сомневаются, что энергетика Дальнего Востока справится с прогнозируемым ростом потребления: сети и генерация обветшали и часто выходят из строя. Либерализация цен позволит решить проблему недофинансирования, уверены регуляторы. «Без запуска рынка мы инвестиции, наверное, не привлечем»,— резюмировал на ВЭФ господин Шульгинов, который до прихода в Минэнерго пять лет возглавлял «РусГидро» — фактически единственную энергокомпанию на Дальнем Востоке.

Как это будет работать

Энергетика Дальнего Востока, а также Архангельской области и Коми начнет входить в оптовый энергорынок постепенно. В ноябре 2023 года на рыночное ценообразование могут перевести 15% от общего объема производства электроэнергии, с 1 июля 2024-го на энергорынке будет продаваться уже 50% от объема выработки, а с июля 2025-го — 100%, рассказал заместитель председателя правления «Совета рынка» (регулятор энергорынков) Олег Баркин на декабрьском заседании комиссии Российского союза промышленников и предпринимателей (РСПП) по электроэнергетике.

Архангельскую область и Коми с общей установленной мощностью около 2,7 ГВт предлагается присоединить к первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал), а Дальний Восток с установленной мощностью 11 ГВт — ко второй ценовой зоне (Сибирь). Энергетики будут продавать электроэнергию на рынке «на сутки вперед» (РСВ) по текущим правилам, но в переходный период часть объема будет продаваться по тарифам. Изолированные зоны, скорее всего, пока останутся в регулировании.

Рынок мощности на Дальнем Востоке, в Архангельской области и Коми также будет постепенно интегрироваться в ценовые зоны. До 2026 года энергетики новых регионов будут продавать мощность по ценам конкурентного отбора мощности (КОМ), которые были достигнуты в предыдущих отборах на оптовом рынке. Предполагается, что энергетики новых регионов впервые смогут на общих условиях прийти на ближайший отбор мощности осенью следующего года, то есть генерация Дальнего Востока, Архангельска и Коми уже повлияет на цены КОМ с поставкой в 2027 году.

Тесные связи

Для объединения новых территорий с оптовым рынком требуется укрепить сетевые связи между регионами. На первом этапе для объединения энергосистем Сибири и Дальнего Востока планируется строительство двух транзитов 220 кВ: Даурия—Могоча (324 км) и Таксимо—Чара (239 км), а также модернизация нескольких действующих центров питания. Это обеспечит передачу до 350 МВт мощности из ОЭС Сибири и до 450 МВт — из ОЭС Дальнего Востока. Затем, после 2028 года, говорил осенью глава «Россетей» Андрей Рюмин, запланировано строительство транзита 500 кВ, который увеличит передачу до 620 МВт и 690 МВт соответственно.

При этом господин Рюмин на ВЭФ заявил о необходимости господдержки для реализации крупных дальневосточных электросетевых проектов, направленных на присоединение потребителей, таких как линия 500 кВ Приморская ГРЭС—ПС «Варяг» стоимостью около 45 млрд руб. «Хотелось бы коснуться вопросов финансирования данного проекта,— сказал он.— Такие проекты, как данный транзит, должны финансироваться, может быть, за счет федерального бюджета, может быть, каких-то субсидий».

Федор Опадчий при этом отмечал, что планы по строительству сетей — обязательное условие модернизации генерации в регионе. «У нас достаточно напряженный график модернизации семи ТЭС на Дальнем Востоке, который принципиальным образом зависит в том числе и от развития сетей,— сообщил он.— Часть проектов модернизации зависит от того, когда будут реализованы объекты нового сетевого строительства. Важным моментом является поиск источников финансирования и для модернизации электростанций, в том числе перспективного, и для развития сетей».

Пока правкомиссия по развитию электроэнергетики согласовала семь проектов модернизации и строительства ТЭС на Дальнем Востоке. Речь идет о модернизации Хабаровской ТЭЦ-4, Якутской ГРЭС-2, Артемовской ТЭЦ-2 и Владивостокской ТЭЦ-2, Нерюнгринской ГРЭС и Партизанской ГРЭС «РусГидро», а также проекта Приморской ГРЭС Сибирской генерирующей компании (входит в СУЭК). Все проекты будут по большей части окупаться через повышенные платежи промышленности остальной части страны.

Газ или уголь

Важным аспектом развития энергорынка на Дальнем Востоке являются топливообеспечение и себестоимость генерации, считают регуляторы. По мнению замглавы ФАС Виталия Королева, чтобы обеспечить конкурентную цену на Дальнем Востоке, необходимо обеспечить приемлемые цены на первичное топливо, из которого вырабатывается электроэнергия. «Это уголь, мазут, и, где это возможно сделать, необходимо провести газификацию,— говорит он.— У нас есть механизмы, которые субсидируют доставку на Дальний Восток бензинов, возможно, такие механизмы следует расширить и применить к углю и к мазуту».

По мнению господина Королева, газифицировать нужно все, что можно газифицировать, «так как мы все знаем, что происходит с внешними рынками газа». «Нужно сильно увеличивать потребление газа для внутренних нужд, что позволит обеспечить безусловное конкурентное ценообразование и выработку электроэнергии на газе, она гораздо более эффективна, чем на угле,— отмечает он.— Нам нужно подключать сюда и угольщиков, и газовиков и строить планы, которые позволят соответствующую инфраструктуру подводить в срок — это и "Сила Сибири", и дальнейшие проекты, которые связаны с развитием газовой трубы».

Запуск рынка позволит получить «объективный ценовой индикатор реальной стоимости топлива, которое используется на станциях на Дальнем Востоке», говорит господин Опадчий. «Когда есть тарифное регулирование, есть усреднение и сдерживание тарифов по историческим трендам, которые существовали в топливе, а по факту, как мы наблюдали в прошлом году, у нас часто возникают ценовые всплески, которые создают достаточно сложную ситуацию с поставками топлива»,— поясняет он. Даже если большая часть рынка будет покрыта тарифом, считает Федор Опадчий, регуляторы получат «объективный ценовой сигнал», какова «честная цена на электроэнергию» на Дальнем Востоке с учетом стоимости топлива и значительных сетевых ограничений.

Почем киловатт

Главный вопрос: как интеграция Дальнего Востока, Коми и Архангельской области повлияет на рыночные цены на электроэнергию и мощность на оптовом рынке. Сейчас одноставочные цены на электроэнергию в потенциально новых регионах несколько ниже цен оптового рынка. Например, на Дальнем Востоке, по данным “Ъ”, одноставочная цена в текущем году составляет около 2 руб. за 1 кВт•ч, а в Сибири — 2,12 руб. В Коми показатель — около 2,3 руб., в Архангельской области — 2,6 руб., а в европейской части РФ и на Урале — около 2,7 руб.

Впрочем, ценовые показатели Дальнего Востока трудно назвать объективными в том числе из-за того, что тарифы для бизнеса там искусственно снижаются с 2017 года за счет специальной надбавки к цене на мощность для промышленности на оптовом рынке. Вместе с тем в регионе большую долю в стоимости электроэнергии занимает сетевая составляющая, из-за чего конечная цена для потребителя на Дальнем Востоке — 4,5 руб. за 1 кВт•ч, тогда как в Сибири — 3,6 руб., в Архангельской области показатель достигает 6,3 руб., а в европейской части РФ и на Урале — 5,26 руб.

«Я не смогла промоделировать цену, которая получится в результате объединения второй ценовой зоны с Дальним Востоком,— призналась на совещании в РСПП председатель набсовета "Совета производителей энергии" Александра Панина.— С одной стороны, "РусГидро" получит право свои честные затраты заявлять в заявку в КОМ и РСВ, но с другой стороны, на Дальнем Востоке уже большая доля ГЭС, а во второй ценовой зоне доля ГЭС еще больше, поэтому сложно прогнозировать ценовые последствия». Она предложила «Совету рынка» и Минэнерго провести модельные расчеты ценовых последствий и, исходя из результатов, принимать решение о темпах либерализации цен на Дальнем Востоке.

«Пока нет даже предпосылок для рыночной конкуренции: ни достаточного числа участников, ни приемлемого объема генерации, ни необходимой электросетевой топологии для свободных и альтернативных перетоков мощностей между энергорайонами»,— говорят в «Сообществе потребителей энергии» (объединяет промышленных потребителей электроэнергии). Там предупреждают, что форсированное создание энергорынка при таких условиях приведет к непредсказуемым ценовым последствиям как для Дальнего Востока, так и для Сибири и позволит дополнительно нарастить нерыночные надбавки и субсидии для содержания дальневосточного энергокомплекса. «Поскольку иных результатов ожидать не приходится, вероятно, такое скоротечное создание энергорынка и предполагается исключительно для выкачивания нерыночных субсидий»,— предполагают в ассоциации.

Полина Смертина, Фарит Ишмухамметов