03.03.2025 Энергетика и промышленность России
Где взять средства для инвестиций в энергетику удаленных и изолированных территорий?
Высокая стоимость финансирования проектов сдерживает инвестиции в энергетику удаленных и изолированных районов Сибири, Дальнего Востока и Арктической зоны, необходимую для развития территорий.
Способы найти средства для модернизации и создания источников генерации и обеспечения энергоснабжением населения и промышленности на изолированных территориях, а также оптимальные технологические решения обсудили в ходе заседания комиссии Государственного Совета Российской Федерации по направлению «Энергетика».
Поддержка в комплексе
Айсен Николаев, глава Якутии, председатель комиссии Госсовета по направлению «Энергетика»:
«Изолированные и труднодоступные территории занимают до 65 % площади территории страны, где проживает более 700 тысяч человек. Около 63% установленной мощности объектов генерации сосредоточено в четырех регионах: в Якутии, на Камчатке, в Красноярском крае и Ямало-Ненецком автономном округе.
Электроснабжение на этих территориях осуществляется на завозном дизельном топливе. Большинство таких электростанций были построены десятилетия назад, имеют высокий износ и не соответствуют современному уровню надежности, экономичности и экологичности. Труднодоступность, сезонная навигация значительно увеличивают стоимость топлива и, как следствие, себестоимость электроэнергии.
В Якутии в зоне децентрализованного энергоснабжения находится 64% территории, где расположены 146 объектов локальной генерации суммарной мощностью свыше 228 МВт, в том числе 30 солнечных электростанций и 2 ветроэлектростанции. В рамках соглашения с «РусГидро» в регионе запланирована модернизация 73 объектов с применением технологий гибридной выработки электроэнергии. Реализация проектов предполагается посредством механизма энергосервисных контрактов с объемом инвестиций в 20 млрд рублей.
Уже введены в эксплуатацию 12 автоматизированных гибридных энергокомплексов суммарной мощностью 13,7 МВт, в том числе солнечных электростанций — на 4,1 МВт. Это позволило только за 2024 год сэкономить 1650 тонн дизельного топлива. Планируется модернизация еще 61 объекта энергосервиса, в том числе в 2025 году будут введены 2 энергокомплекса.
Сдерживающий реализацию проектов среди инвесторов фактор — высокая стоимость финансирования проектов. В этой связи необходимо разработать на федеральном уровне комплекс мер поддержки, предусматривающих субсидирование процентной ставки по кредитам.
Нужно предоставить полномочия институтам развития, таким как ВЭБ.РФ, Фонд развития территорий, кредитовать проекты по строительству локальной генерации, в том числе в области теплоснабжения.
Еще одно предложение связано с энергосервисными договорами, которые сейчас не позволяют объединить в рамках одного проекта модернизацию электро- и теплоснабжающих активов и не включают мероприятия по повышению энергетической эффективности конечных потребителей.
Это не позволяет извлекать перекрестные экономические эффекты, связанные с совместным производством электроэнергии и тепла. Имеются предложения Центра энергетических систем будущего «Энерджинет», Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики и ряда других институтов развития по проведению эксперимента по внедрению новых договорных механизмов энерго-сбережения и повышения энергетической эффективности.
Важным фактором для развития энергетических объектов выступает технологическая обеспеченность доступным оборудованием, в том числе российского производства».
«Нужно предоставить полномочия институтам развития, таким как ВЭБ.РФ, Фонд развития территорий, кредитовать проекты по строительству локальной генерации, в том числе в области теплоснабжения».
Продление дальневосточной надбавки
Алексей Чекунков, глава Минвостокразвития РФ:
«Одним из эффективных технических решений может стать внедрение автоматизированных гибридных энергетических комплексов (АГЭК), включающих современные дизель-генераторы, энергоустановки на основе возобновляемых источников энергии, системы накопления энергии.
Модернизация объектов энергетики может реализовываться за счет действующего на Дальнем Востоке до 2028 года механизма выравнивания тарифов, компенсирующего разницу между экономически обоснованным уровнем и базовым благодаря надбавке для промышленных потребителей в других регионах страны. Его можно продлить до 2035 года, зафиксировав текущий уровень — 30,4 млрд рублей в год.
При этом 50% средств направить на сохранение льготных тарифов для резидентов территорий опережающего развития, свободного порта Владивосток, МСП. А остальные 50% — на строительство и модернизацию генерации в изолированных энергосистемах и локальных энергорайонах».
«Модернизация объектов энергетики может реализовываться за счет действующего на Дальнем Востоке до 2028 года механизма выравнивания тарифов, компенсирующего разницу между экономически обоснованным уровнем и базовым благодаря надбавке для промышленных потребителей в других регионах страны. Его можно продлить до 2035 года, зафиксировав текущий уровень — 30,4 млрд рублей в год».
Нужен механизм привлечения инвестиций
Евгений Грабчак, замминистра энергетики РФ:
«В децентрализованных энергосистемах Чукотки, Сахалина, Камчатки, Якутии прогнозируется энергодефицит и требуется строительство генерации сетей, что требует около 500 млрд рублей общих инвестиций. Для того чтобы реализовать эти мероприятия, до 2030 года нам понадобится порядка 350 млрд рублей. Это на Сахалин, Чукотку, Камчатку, и еще порядка 100 млрд в рамках программы по модернизации энергоснабжения в децентрализованных районах. То есть общая сумма составит порядка 500 млрд рублей.
Никакая дальневосточная надбавка и ее деление не поможет нам справиться с этой задачей.
Предложения по продлению дальневосточной надбавки и выделению части средств на модернизацию, оцениваемые в 133 млрд рублей, обойдутся энергорынку дешевле, однако этого недостаточно для реализации необходимых мероприятий.
Рациональнее в целом механизм финансирования децентрализованных районов разработать за счет рыночных механизмов первой и второй ценовой зоны.
Предлагаю придерживаться намеченного пути по снижению стоимости дальневосточной надбавки и ее «окрашивания».
И нужно разработать механизм привлечения инвестиций для финансирования инвествложений в децентрализованных зонах.
Минэнерго сейчас изучает тему автономных гибридных угольных мини-котельных с возможностью выработки генерации электроэнергии. Думаю, что в ближайшей перспективе мы с компаниями электроэнергетики предложим подобные решения для удаленных районов».
«Нужно разработать механизм привлечения инвестиций для финансирования инвествложений в децентрализованных зонах».
Модернизировать подходы к формированию СиПР
Павел Перевалов, заместитель губернатора Тюменской области:
«Тюменской области в ближайшие годы потребуется около 500 МВт дополнительной мощности в связи с растущими темпами развития региона.
В регионе запланирован большой объем работ, который закреплен в Схеме и программе развития (СиПР) электроэнергетических систем России.
Однако в качестве обосновывающих документов для формирования мероприятий СиПР принимаются только уже заключенные договоры технологического присоединения.
Для понимания перспективы развития электроэнергетики необходимо учитывать и те документы, которыми определены приоритеты развития регионов.
Считаем необходимой модернизацию подходов к формированию СиПР. В первую очередь, учитывая в них не только заключенные договоры технологического присоединения, но и те данные, которые содержатся в документах территориального планирования субъектов Российской Федерации.
Регион рассматривает различные варианты развития энергосети, в том числе вопрос применения распределенной и мобильной генерации на локальных территориях».
«Считаем необходимой модернизацию подходов к формированию СиПР. В первую очередь, учитывая в них не только заключенные договоры технологического присоединения, но и те данные, которые содержатся в документах территориального планирования субъектов Российской Федерации».
Малая генерация силами сетевых компаний
Андрей Муров, первый заместитель генерального директора ПАО «Россети»:
«Существуют возможности для расширения практики применения комбинированных генерирующих установок в изолированных энергорайонах. Это позволит снизить нагрузку на инвестиционные и ремонтные программы сетевого комплекса.
При проведении реформы энергетики в России был установлен законодательный запрет на совмещение естественно-монопольных и конкурентных видов деятельности. Однако его действие не распространяется на изолированные энергорайоны.
Это позволяет сетевым компаниям развивать малую генерацию в условиях, когда строительство ЛЭП невозможно или неэффективно. При снятии законодательных ограничений такие решения могут применяться также для электроснабжения потребителей на удаленных и труднодоступных территориях в составе ЕЭС России.
Более широкое использование сетевыми организациями систем накопления и мобильных генераторов, в том числе с элементами ВИЭ, положительно скажется на оптимизации расходов и позволит выйти на качественно новый технологический уровень работы с потребителями. Компания уже представила соответствующие предложения в федеральные органы власти».
Существуют возможности для расширения практики применения комбинированных генерирующих установок в изолированных энергорайонах. Это позволит снизить нагрузку на инвестиционные и ремонтные программы сетевого комплекса».
СПРАВКА №1:
По данным Минэнерго, в 2024 году суммарное потребление по Объединенной энергосистеме Востока, энергосистемам Забайкальского края и Республики Бурятия, а также изолированным территориям составило 74,3 млрд кВт•ч. Это на 5,2% больше, чем в 2023 году.
В течение следующих 18 лет на Дальнем Востоке прогнозируется сохранение темпа роста потребления электроэнергии, превышающего среднероссийский показатель. Как ожидается, в 2024–2030 годах он составит 4,9% (по сравнению с 2,1% по стране) и 1,38% (0,94% по стране) в последующие периоды.
До 1 июля 2025 года Правительство совместно с Системным оператором, отраслевыми предпринимательскими объединениями, ГК «Росатом» и компанией «Русгидро» в соответствии с поручением Президента должно утвердить программу развития электроэнергетики на территории Дальневосточного федерального округа до 2050 года, направленную на раскрытие экономического потенциала регионов ДФО.СПРАВКА №2:
Изолированные и труднодоступные территории есть в составе 23 регионов, из которых 17 относятся к Дальневосточному федеральному округу и Арктической зоне Российской Федерации.
Ключевой проблемой энергоснабжения таких территорий является его высокая себестоимость. Сегодня средневзвешенный экономически обоснованный тариф на электроэнергию составляет 65,66 руб./кВт•ч, на тепловую энергию — в среднем 12,9 тыс. руб./Гкал. Такие тарифы значительно выше средних тарифов в централизованной зоне электроснабжения.
Низкая экономическая эффективность и дороговизна энергоснабжения обусловлена низким использованием на объектах энергоснабжения современных энергетических технологий и местных, более дешевых в сравнении с завозным топливом, источников энергии, в первую очередь — возобновляемых.
Также значимой проблемой является высокая степень износа основного генерирующего оборудования, средневзвешенное значение которой достигает 56,9% для объектов электроснабжения и 60,0% для объектов теплоснабжения.
В регионах Дальнего Востока с 2017 года действует механизм снижения энерготарифов до общероссийского уровня за счет надбавки к цене на мощность для оптовых потребителей ценовых зон (первая — европейская часть России и Урал, вторая — Сибирь). Субсидии направляются в бюджеты дальневосточных регионов, которые распределяют их гарантирующим поставщикам и энергосбытовым компаниям. Под действие механизма «дальневосточной надбавки» попадают изолированные энергосистемы Сахалинской области, Камчатского края, Чукотки и Якутии.
29 декабря 2020 года подписан закон, предусматривающий продление механизма выравнивания энерготарифов на Дальнем Востоке на семь лет (до 2028 года) и поэтапное доведение тарифов на электроэнергию до экономически обоснованного уровня для некоторых категорий потребителей.