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.
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.
