Энергоразворот на Дальний Восток
Кто выиграет и проиграет из-за реформы энергетики региона
Дальний Восток, чье значение для российской экономики стремительно растет с учетом геополитической ситуации, близок к включению в общероссийский рынок электроэнергии. До сих пор он был неценовой зоной, в которой действовали устанавливаемые государством тарифы. Теперь Минэнерго может частично отменить тарифы для местных энергетиков уже в начале 2024 года, а к 2028 году полностью либерализовать цены. Цель — привлечь инвестиции в обновление генерации, которой не хватает для покрытия растущего спроса внутри региона и экспорта энергии в Китай. “Ъ” разбирался, к чему приведет реформа энергетики Дальнего Востока и кто станет ее главным бенефициаром.
Фото: Александр Казаков, Коммерсантъ
Фото: Александр Казаков, Коммерсантъ
На фоне экономического разворота РФ в сторону азиатских стран самая маленькая и изношенная в стране энергосистема Дальнего Востока превратилась в регион с наиболее быстрорастущим спросом. За последние три года электропотребление там увеличилось примерно на 10%, тогда как в остальной части страны — лишь на 4%.
Прогнозы еще более оптимистичны: регуляторы ожидают роста потребления в регионе на 6% в год при среднем по стране в пределах 2%. Сейчас якорные потребители Дальнего Востока — ОАО РЖД, расширяющее Восточный полигон, «Транснефть», добытчики угля, золота и алмазов.
Это дало Минэнерго новые аргументы для ускоренного запуска свободного энергорынка на Дальнем Востоке. Министерство хочет завершить состоявшуюся в основной части страны в 2000-х годах реформу РАО «ЕЭС России», которая обошла дальневосточную энергосистему стороной. Но регуляторов ждет серьезное сопротивление со стороны крупного бизнеса, который опасается резкого роста цен на энергию.
Ликвидация тарифного заповедника
В объединенную энергосистему (ОЭС) Востока входят пять регионов: Якутия, Амурская и Еврейская автономная области, Приморский и Хабаровский края. Энергосистема работает изолированно от остальной части страны. Мощность всех электростанций региона — 11,2 ГВт, объем потребления — 44,5 млрд кВт•ч. Для сравнения: в соседней ОЭС Сибири объем спроса и генерации в пять раз больше.
За годы тарифного регулирования генерация Дальнего Востока изрядно обветшала и с каждым годом все чаще выходит из строя. За последнее десятилетие «РусГидро» построило там только три объекта: Якутскую ГРЭС-2, Благовещенскую ТЭЦ и ТЭЦ в Совгавани. Из-за низких тарифов, едва покрывающих расходы на топливо, строительство пришлось финансировать из госбюджета. За собственные средства компания возвела Нижне-Бурейскую ГЭС и Восточную ТЭЦ. Для новых проектов нужно искать другие источники средств, и либерализация цен должна в этом помочь.
Минэнерго планирует отменять тарифы на энергию в ОЭС Востока постепенно. К концу 2023 года там хотят создать рынок на сутки вперед (РСВ) для торговли реально выработанными киловатт-часами и рынок мощности (готовность станций поставить энергию). Сначала электростанции будут продавать на рынке до 15% от выработки и мощности, до 2027 года включительно часть мощности планируется реализовать по ценам уже прошедших конкурентных отборов мощности (КОМ) в Сибири. В 2028 году тарифы для энергетиков почти полностью отменят, а рынок мощности ОЭС Востока объединится с ОЭС Сибири.
Для этого «Россети» планируют до 2028 года построить две ЛЭП 220 кВ из Амурской области в Сибирь, а затем еще одну ветку 500 кВ. Объем перетока между энергосистемами составит на первом этапе около 400 МВт, а затем — до 690 МВт. Оценочная стоимость первых двух веток, судя по проекту схемы и программы развития энергосистемы России,— 17,6 млрд руб. (с НДС). В «Россетях» говорят, что полная стоимость и источники финансирования определятся в следующем инвестцикле, который начнется в 2025 году.
Заданные Минэнерго сроки неслучайны. К 2028 году на Дальнем Востоке планируют завершить строительство почти 3 ГВт новых ТЭС и модернизируют Приморскую ГРЭС. Объекты будут окупаться за счет специальной надбавки к цене на энергомощность, которую в основном заплатят промышленные потребители первой (европейская часть РФ и Урал) и второй (Сибирь) ценовых зон.
Запуск рынка на Дальнем Востоке позволит продолжить стройки после 2028 года, но уже за счет платежей за мощность промышленных потребителей в границах укрупненной ценовой зоны — Сибири и Востока. В ОЭС Востока уже запланировано строительство нескольких ГЭС ближе к 2030 году: «РусГидро» начало проектирование Нижне-Зейской и Селемджинской станций на 500 МВт в Амурской области, напоминает Сергей Сасим из ВШЭ. Реализация этих проектов привела бы к ощутимому росту цен на энергию для бизнеса Дальнего Востока, отмечает эксперт, а укрупнение ценовой зоны переложит часть финансовой нагрузки на промышленность Сибири, в частности на «Русал».
КОМу достанется
Пока основным бенефициаром запуска энергорынка выглядит «РусГидро», владеющее в регионе 4,8 ГВт ТЭС и 4,4 ГВт ГЭС. В первую очередь заработают ГЭС, чьи тарифы сейчас самые низкие из-за отсутствия расходов на топливо. Если уже в этом году все ГЭС «РусГидро» полностью перевести в КОМ Сибири с ценой около 350 тыс. руб. за 1 МВт, то их годовая выручка, по оценкам “Ъ”, подскочит на 122%, до 17,6 млрд руб.
В сегменте РСВ гидроэлектростанции получат еще более впечатляющий выигрыш, поскольку будут продавать электроэнергию по цене наиболее дорогой ТЭС. Средневзвешенный тариф тепловых энергоблоков на Дальнем Востоке составляет примерно 1,9 руб. за 1 кВт•ч, что в 40–60 раз выше тарифа местных ГЭС (3–4 коп.).
В ФАС сказали “Ъ”, что на переходный период предложили сохранить тарифы для ГЭС, а для ТЭС, занимающих доминирующее положение, установить ряд требований к подаче ценовых заявок на РСВ. В «РусГидро» отказались от комментариев.
В текущем году ФАС увеличила тарифы для тепловых электростанций Дальнего Востока примерно на 50% для покрытия расходов на дорожающий уголь и для возврата убытков за прошлые годы (см. “Ъ” от 21 марта). В результате их мощность стала дороже КОМ в Сибири. При полном переходе в КОМ старые дальневосточные ТЭС в 2023 году потеряли бы 17% дохода, снизив выручку до 25,8 млрд руб.
Однако энергетиков вряд ли устроит такой сценарий. Вопрос цены КОМ для Дальнего Востока требует обсуждений в Минэнерго, говорят в Сибирской генерирующей компании (СГК, входит в СУЭК), которая с 2020 года владеет Приморской ГРЭС на 1,47 ГВт. «Очевидно, что она должна быть не ниже обоснованных сейчас тарифов»,— отмечают там. При запуске РСВ цены на электроэнергию тоже не будут ниже текущих тарифов, говорят собеседники “Ъ”, ожидая скорее роста цен. Закрыть самые старые и дорогие ТЭС не получится из-за слабых сетевых связей внутри региона.
Крайне малое количество поставщиков энергии и неразвитая топология электросети внутри ОЭС Востока не позволяют обеспечить альтернативность энергопоставок и минимальную конкуренцию в регионе, говорят в «Сообществе потребителей энергии» (лобби промышленных потребителей). «Дешевая выработка ГЭС фактически перестанет влиять на цену, которая будет формироваться на уровне дорогой выработки угольных ТЭС,— продолжают в ассоциации.— Оплата мощности увеличится как для Дальнего Востока, так и для потребителей европейской части РФ и Сибири за счет распространения и роста нерыночных надбавок и субсидий».
В «Системном операторе» (СО, диспетчер энергосистемы), напротив, говорят о «достаточно высокой» технологической готовности региона, имея в виду по большей части отработку механизмов планирования торговли энергией. В СО отмечают, что сейчас сохраняются значимые ограничения на передачу электроэнергии в южную часть Приморского края, западную часть Амурской области и центральную часть Якутии. «Но наличие таких ограничений не препятствует запуску рыночных механизмов»,— утверждают там. Имеющаяся пропускная способность сети позволяет перераспределять нагрузку между электростанциями, а после объединения Сибири и Востока возможности оптимизации будут увеличиваться, добавляют в СО.
В «Интер РАО» с осторожностью предполагают, что при сильной электросвязи с ОЭС Сибири можно ожидать «некоторого снижения цен на Дальнем Востоке, учитывая превалирующую выработку ГЭС в Сибири (около 60%)».
Подбор конкурентов
Пока почти вся генерация Дальнего Востока принадлежит «РусГидро», рассуждать о конкуренции и борьбе за эффективность в регионе затруднительно. Соперников у монополии мало: в Амурской области это АЛРОСА с Вилюйской ГЭС-3 на 277,5 МВт и «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) со Свободненской ТЭС на 160 МВт. В Приморском крае половину потребления покрывает Приморская ГРЭС, отмечают в СГК, называя станцию «достаточно конкурентным активом для запуска рынка». В 2028 году «Интер РАО» построит в Якутии газовую Ленскую ТЭС на 550 МВт (с выдачей мощности в Бодайбинский энергоузел), а ГЭХ — газовую Чульманскую ТЭС на 330 МВт.
Возможное разделение и продажу активов «РусГидро» в ФАС не комментируют. В правительстве, по сведениям “Ъ”, обсуждалась схема передачи Нерюнгринской ГРЭС от «РусГидро» «Газпрому». Однако «РусГидро» не согласилось на эту сделку, после чего появилась идея строительства Чульманской ТЭС на китайских газовых турбинах AGT-110 (см. “Ъ” от 26 апреля).
«Если качество конкурентной среды не будет улучшаться, то потребители могут столкнуться с монопольным манипулированием цен и не почувствуют роста эффективности работы энергосистемы»,— полагает Сергей Сасим. Он считает развитие рынка на Дальнем Востоке логичным шагом по формированию единых конкурентных условий в стране, а перспективы объединения энергосистем «весьма неплохими».
Выработка угольных ТЭС на Дальнем Востоке очень дорогая, что создает предпосылки для привлечения инвесторов в строительство более эффективной генерации и снижения цен в будущем, уточняет господин Сасим. Но многое будет зависеть от качества работы антимонопольных регуляторов и эффективности сетевого строительства, отмечает эксперт.
Экспортные перспективы
Дальний Восток приобретает важную роль для развития энергосистемы еще и потому, что из Амурской области идут поставки электроэнергии в Китай, ставший крупнейшим ее импортером после закрытия экспорта в ЕС. В 2022 году объем поставок в КНР составил рекордные 4,69 млрд кВт•ч (около 9% от общего производства в ОЭС Востока, по оценкам “Ъ”). В этом году китайская сторона вновь обратилась с предложением увеличить поставки, сообщили “Ъ” в «Интер РАО».
Правила оптового рынка на Дальнем Востоке будут влиять на экспортную цену энергии. Сейчас маржа «Интер РАО» от продаж в КНР ограничивается регулятором: экспортер получает лишь 5% от поставки. В «Интер РАО» надеются, что после реформы смогут работать на общих условиях с другими потребителями и рентабельность поставок будет определяться только разницей экспортных и закупочных цен.
Для сравнения: в декабре 2022 года оптовая цена (электроэнергия плюс мощность) в среднем по Дальнему Востоку, по оценкам ИПЕМ, составляла 1,9 руб. за 1 кВт•ч, а в январе 2023 года — около 2,8 руб. В прошлом году, судя по китайской статистике, КНР покупала энергию из РФ примерно по $0,05 за 1 кВт•ч, или по 3,1 руб. (по среднегодовому курсу ЦБ РФ).
Однако объемы поставок в Китай зависят в первую очередь от возможности генераторов произвести необходимое количество электроэнергии, подчеркивают в «Интер РАО». Регина Лянзберг из Kept отмечает, что сейчас суммарно пропускная способность электросетей между РФ и КНР составляет не более 7 млрд кВт•ч в год, но экспорт максимального объема возможен только в среднесрочной перспективе при строительстве новой генерации на Дальнем Востоке объемом не менее 250–400 МВт.