Бюллетень EastRussia: отраслевой аналитический обзор электроэнергетики ДФО — лето 2025

Растущий дефицит электроэнергии на Дальнем Востоке вызывает необходимость строительства новых энергомощностей, в том числе развития возобновляемых источников энергии (ветряной, солнечной генерации). При этом дальневосточные активы «РусГидро» несут убытки, в связи с чем рассматривается ряд мер поддержки. В целях решения проблемы энергодефицита также продолжается разработка мер по введению ограничений на майнинг криптовалюты, что встречает критическую реакцию легального бизнеса в данной сфере.

Энергодефицит ДФО

На Дальнем Востоке продолжается рост спроса на электроэнергию, и, как следствие, сохраняется проблема увеличивающегося энергодефицита. По итогам 2024 г. Дальневосточная распределительная сетевая компания (АО «ДРСК») зафиксировала значительный рост потребления электрической энергии на Дальнем Востоке. По итогам прошлого года оно выросло на 768 млн кВт*ч, достигнув почти 26 млрд кВт*ч, что на 3,9% больше, чем в 2023 г.

Для решения проблемы дефицита электроэнергии в макрорегионе планируется строительство новых энергомощностей к 2030 г. Минэнерго рассматривает два варианта строительства 750 МВт новых ТЭС на Дальнем Востоке – с использованием российского оборудования (высокий уровень локализации) или же с участием иностранных поставщиков оборудования. Конкурсные отборы запланированы на лето.

По оценкам «Системного оператора» (СО, диспетчер энергосистемы), к 2030 г. в объединенной энергосистеме Востока потребуется строительство не менее 678 МВт новой базовой генерации и еще около 1,7 ГВт возобновляемой генерации. Новые объекты будут строиться по механизму конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ). При отборах в ДФО предложено установить базовый уровень нормы доходности в зависимости от степени локализации оборудования – в 14% для локализованных проектов и 12% для нелокализованных проектов. Инвестор может окупить вложения за счет оптового энергорынка, который платит надбавку за мощность новых объектов.

Для размещения новых мощностей (угольных или газовых) рассматриваются центральный энергорайон Якутии с мощностью 233-250 МВт, энергорайон за контролируемым сечением «ПримГРЭС-Юг» в Приморском крае на 242-250 МВт и энергорайон за сечением «Переход через Амур» в Хабаровском крае на 203-250 МВт.

При этом строительство в Якутии оценивается как наиболее дорогостоящее. Удельный CAPEX проекта оценивается в 1,235 млн рублей за 1 кВт в локализованной версии и в 951 тыс. рублей за 1 кВт в версии без соблюдения требований по локализации. Поставка мощности на рынок должна начаться не позднее 1 ноября 2029 г. Новая ТЭС мощностью 242-250 МВт в Приморском крае оценивается в 191 тыс. рублей за 1 кВт при соблюдении уровня локализации и в 144 тыс. рублей за 1 кВт без локализации. Она должна быть запущена не позднее 1 декабря 2026 г. В энергорайоне за сечением «Переход через Амур» удельный CAPEX новой ТЭС мощностью 203-250 МВт должен составить 753 тыс. рублей при соблюдении локализации и 580 тыс. рублей за 1 кВт с использованием импортного оборудования. Поставки мощности по данному проекту должны начаться 1 июля 2030 г. Таким образом общий объем капитальных затрат при строительстве мощностей с российскими турбинами превысит 436 млрд рублей. При условии создания всего запланированного объема мощности (с использованием российского оборудования) доплата рынка составит 85 млрд рублей в год.

Потенциальные инвесторы проектов пока не определены. Об отсутствии планов участвовать в отборах заявляли «Газпром энергохолдинг» и «Интер РАО». Потенциальными участниками отборов могут быть «Сибирская генерирующая компания» (СГК), «РусГидро» и «АЛРОСА». В «Сообществе потребителей энергии» полагают необходимым ослабление требований к локализации оборудования в целях минимизации стоимости и соблюдения сроков.

Тарифы и цены

Между тем тарифная нагрузка на промышленных потребителей электроэнергии в перспективе продолжит расти. Так, ФАС предлагает включить в плату за мощность еще 5,37 млрд рублей выпадающих доходов «Дальневосточной генерирующей компании» (ДГК, входит в ПАО «РусГидро») за 2024 г. Таким образом общая сумма компенсации увеличится до 22,5 млрд рублей. Ранее в плате за мощность ФАС уже предлагала учесть 17,1 млрд рублей выпадающих доходов ДГК за 2011-23 гг. Выпадающие доходы, по предложению ФАС, должны компенсироваться в течение трех лет, начиная с 1 июля 2025 г. В данном случае к оплате мощности промышленными потребителями ежемесячно будет прибавляться 625 млн рублей.

Убытки дальневосточных ТЭС связаны с ростом стоимости топлива – угля, который продается по рыночным ценам. По этой причине фактические расходы ДГК не совпадают с заложенными в тарифе. По итогам 2024 г. чистый убыток ДГК по РСБУ увеличился в пять раз относительно 2023 г., достигнув 42,7 млрд рублей. Расходы «РусГидро» на топливо за первый квартал 2025 г. составили 48,5 млрд рублей, увеличившись на 3,2 млрд рублей по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Установленная мощность ТЭС ДГК на Дальнем Востоке составляет 4,6 ГВт.

С учетом предложения ФАС и действующих нормативных механизмов прогнозируется рост конечной цены на электроэнергию для промышленных потребителей на Дальнем Востоке с 5,89 рублей за 1 кВт*ч в 2025 г. до 8,84 рублей за 1 кВт*ч в 2030 г. Помимо того, предложения ФАС включают изъятие в течение трех лет части полученных доходов Приморской ГРЭС (1,5 ГВт), принадлежащей «Кузбассэнерго» («Сибирская генерирующая компания», «СУЭК») за 2024 г. Лишние доходы «Кузбассэнерго», образовавшиеся из-за действующих тарифов, оцениваются в 8,14 млрд рублей. Напомним, что правительство РФ в настоящее время прорабатывает ряд мер по улучшению финансового состояния «РусГидро», в том числе отказ от выплаты дивидендов, продление субсидий для потребителей электроэнергии за счет остальной части РФ до 2035 г. и ускоренную либерализацию цен для ГЭС на Дальнем Востоке , а также введение для угольных компаний обязательства приоритетных поставок на внутренний рынок для нужд энергетики по регулируемым ценам.

Глава «РусГидро» В.Хмарин оценивает, что ускоренная либерализация позволит «РусГидро» получить 185 млрд рублей дополнительной выручки в 2025-29 гг. Продажа электроэнергии по свободным ценам предусмотрена для тепловой генерации, а доля свободной продажи выработки ГЭС пока ограничена 2,5% (но предполагается ее постепенное увеличение). Правительство даже рассматривает возможность увеличить объем продажи выработки дальневосточных ГЭС по рыночным ценам сразу до 100%, что может повысить конечные цены для потребителей на 4%.

На фоне введения на Дальнем Востоке оптового энергорынка Минэнерго РФ предлагает консолидировать на базе ПАО «Россети» электросети Дальнего Востока, которые на сегодняшний день принадлежат ПАО «РусГидро». Владение «РусГидро» дальневосточными электросетевыми активами противоречит законодательству, запрещающему совмещать производство или сбыт электроэнергии с ее передачей в условиях рынка. Принадлежащая «РусГидро» ДРСК отвечает за передачу и распределение электроэнергии по распределительным сетям на территориях Амурской области, Хабаровского края, Еврейской АО, Приморского края и южной части Якутии.

Процесс консолидации может быть затруднен низкими финансовыми показателями ДРСК. В 2023 г. ДРСК получила 717 млн рублей убытка по РСБУ, тогда как в 2022 г. была зафиксирована чистая прибыль в 258,7 млн рублей. Кредиторская задолженность компании по итогам 2023 г. увеличилась с 8,16 млрд рублей до 14,28 млрд рублей. Вопрос консолидации дальневосточных электросетей на базе ПАО «Россети» уже поднимался в 2017 г. и 2020 г. Стоит отметить, что на этом фоне в июне генеральный прокурор РФ И.Краснов подверг критике работу «Россетей» на Дальнем Востоке, заявив о неисполнении компанией обязательств по подключению к энергосетям и анонсировав прокурорские проверки в данной сфере.

На Дальнем Востоке также планируется построить ряд объектов возобновляемой энергетики. Программа поддержки зеленой энергетики, включающая строительство солнечных и ветряных электростанций, малых ГЭС с использованием договоров о предоставлении мощности (ДПМ ВИЭ) действует с 2013 г. и гарантирует возврат инвестиций за счет оптового энергорынка. Согласно требованиям второго этапа программы поддержки ДПМ ВИЭ (2025-35 гг.), степень локализации проектов должна составить около 85-90%.

По итогам проведенного в июне отбора инвестиционных проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) с вводом в 2026-31 гг., которые должны быть построены в рамках программы поддержки зеленой генерации, квоту на строительство солнечных электростанций (СЭС) в размере 64,4 МВт получила компания «Современные энергетические решения Дальний Восток» (ООО «СЭР ДВ»). Один из проектов планируется реализовать в Еврейской АО – к декабрю 2026 г. Одноставочная цена поставки для него составит 14 рублей за 1 кВт*ч. Другие проекты с запланированным вводом в 2027-30 гг. предполагается разместить в Амурской области. Цена поставки составит 10,4-13,3 рублей за 1 кВт*ч.

Кроме того, компания «Юнигрин Энерджи» (Unigreen Energy, принадлежит ООО «Реам менеджмент») рассчитывает к 2027 г. построить мощную солнечную электростанцию в Амурской области производительностью до 1 млрд кВт*ч электроэнергии в год. Соглашение о намерениях с правительством региона было подписано в мае на полях российско-китайского экономического форума «АмурЭкспо». Мощность СЭС должна составить около 650 МВт, инвестиции в проект оцениваются в 65 млрд рублей.

В июне «Росатом» объявил конкурс на проведение инженерных изысканий для последующего создания ветроэлектростанций в Хабаровском крае и Амурской области. Изыскания проводятся в целях определения возможности использования для строительства ВЭС каждой их предлагаемых площадок. Работы будут осуществляться на двух площадках в Амурской области – «Ивановская» вблизи села Тамбовка (Тамбовский муниципальный округ) и «Завитинская» (Бурейский и Завитинский муниципальные округа). В Хабаровском крае для работ определена площадка «Советская» (Ванинский и Советско-Гаванский районы). Стоимость контракта составляет 20 млн 352 тыс. рублей.

Строительство ВИЭ на Дальнем Востоке будет окупаться за счет оптового энергорынка (надбавка за мощность новых объектов). «Совет рынка» оценивает нагрузку на рынок при реализации новых проектов ВИЭ в ДФО в 238,5 млрд рублей до 2050 г. Согласно оценкам, проекты СЭС повлияют на рост цен для потребителей второй ценовой зоны оптового рынка (Сибирь и Дальний Восток) не более чем на 2,25%, проекты ВЭС – на 1,97%.

Продолжается возведение энергетической инфраструктуры для промышленных объектов Дальнего Востока. В июне Дальневосточное управление Ростехнадзора выдало разрешение на ввод в эксплуатацию энергопринимающей установки для бесперебойного электроснабжения строящейся обогатительной фабрики на Малмыжском месторождении меди в Хабаровском крае (Амурский и Нанайский районы, ООО «Амур Минералс»). Схема электроснабжения Малмыжа включает переключательный пункт 500 кВ «Нерген», линии электропередачи 500 кВ «Хабаровская – Нерген», «Комсомольская – Нерген» и «Нерген – Таёжная», а также подстанцию 500 кВ «Таёжная». Строительство было завершено в июле 2024 г. Объем финансирования превысил 12 млрд рублей.

В марте ПАО «Россети» расширило подстанцию 220 кВ «Эльгауголь» и построило новую линию электропередачи протяженностью 268 км до питающего центра 220 кВ «Призейская». Общая стоимость работ составила 29 млрд рублей. Подстанция «Эльгауголь» и линии электропередачи были возведены с целью обеспечения электроэнергией Эльгинского угольного месторождения в Якутии. Также в марте «Россети» приступили к строительству подстанции 220 кВ «Полиметалл» для электроснабжения золоторудного месторождения Албазино в Хабаровском крае (АО «Полиметалл»). Стоимость работ составит 3,7 млрд рублей. К объекту предполагается подвести линии электропередачи 220 кВ, которые будут созданы в результате реконструкции действующей ЛЭП «Берёзовая – Горин».

Ограничения майнинга

Тем временем в правительстве обсуждается возможность расширения ограничительных мер для майнинга криптовалюты в энергодефицитных регионах. С апреля текущего года полный запрет на майнинг введен в южных районах Иркутской области (до 15 марта 2031 г.) . По оценке региональных властей, общая майнинговая нагрузка в Приангарье на начало 2025 г. составляла 1,066 ГВт, из них 419 МВт базируются на севере, 647 МВт – на юге области. На долю юридических лиц приходилось 84% (около 891 МВт), на физические лица – 16% (175 МВт).

В мае глава Минэнерго РФ С.Цивилёв сообщил о планируемом введении круглогодичного запрета на майнинг криптовалюты в южных районах Забайкальского края и Бурятии с 1 июля 2025 г. до 15 марта 2031 г. В настоящее время на данных территориях действует запрет на добычу криптовалют в период зимних пиковых нагрузок – с 15 ноября по 15 марта. В Забайкальском крае и Бурятии при этом отсутствуют легальные майнинговые организации, а власти регионов также сообщали, что не выявляли мощности «серого» майнинга.

Тем не менее правительственная комиссия по вопросам развития электроэнергетики по итогам заседания в начале июня все же отложила на два месяца рассмотрение вопроса о введении круглогодичного запрета майнинга в Забайкалье и Бурятии. В правительстве объявили о намерении оценить выпадающие доходы в электросетевом комплексе, а также подготовить нормативную базу по механизму перераспределения высвобождаемой мощности в пользу социально значимых потребителей. Минэнерго и ФАС совместно с энергетическими компаниями намерены проработать меры стимулирования для привлечения майнинговой нагрузки в регионы, где наблюдается энергетический профицит.

Против законодательных ограничений выступают компании легального промышленного майнинга. В Ассоциации промышленного майнинга (глава – С.Безделов) отмечают, что за время действия запрета в Иркутской области в зимний период энергоснабжающие организации недополучили значительную часть прибыли. Представители руководства наиболее крупного в РФ майнингового центра в Братске BitRiver полагают, что запрет промышленного майнинга в южной части Иркутской области может снизить полезный отпуск электроэнергии примерно на 4,5 млрд кВт*ч в год.

По данным «Иркутской электросетевой компании» (ИЭСК) при высвободившихся в результате запрета на майнинг 308 МВт мощности на юге Иркутской области в осенне-зимний период, данные мощности остались невостребованными , и ИЭСК недополучила около 800 млн рублей валовой выручки за услуги по передаче электроэнергии, которые в свою очередь рассматриваются как финансовый источник для выполнения 9,5 тыс. договоров льготного подключения.

Кроме того, в зимний период в регионах наблюдался всплеск недовольства тарифной политикой после введения постановлением правительства (с 1 января 2025 г.) трех диапазонов потребления электроэнергии для населения (в зависимости от объемов потребления) . Первый диапазон включает от 0 до 3,9 тыс. киловатт-часов в месяц. Цена на электроэнергию для него устанавливается согласно предельным показателям для каждого региона и ежегодно индексируется. Второй диапазон (от 3,6 до 6 тыс. киловатт-часов в месяц) предполагает, что плата не может быть ниже экономически обоснованного тарифа. Третий диапазон (более 6 тыс. киловатт-часов в месяц) предполагает цены не ниже, чем при уровне напряжения 220–380 Вт (как для коммерческих потребителей). Мера по снижению потолка экономически обоснованного тарифа объяснялась борьбой с нелегальным майнингом криптовалюты и необходимостью сокращения «перекрестного субсидирования», при котором низкий тариф для населения компенсируется более высоким тарифом для бизнеса.

Данные изменения не коснулись жителей многоквартирных домов (где установленный лимит превышает средний объем потребления). Однако жители частных домов, оборудованных системой электроотопления, сообщили о значительном росте суммы оплаты, направляя региональным и муниципальным властям обращения по поводу пересмотра ценообразования. В итоге власти Иркутской области и Приморского края направили в федеральное правительство и Госдуму запросы о пересмотре тарифной политики с учетом региональной специфики, сезонности и обеспеченности газом частных домовладений.

В результате постановлением правительства от 20 февраля была расширена возможность применения сезонного коэффициента к максимальному значению потребления электроэнергии для граждан, проживающих в домах, оборудованных электроотопительными установками, в условиях отсутствия альтернативных источников теплоснабжения. Повышающий коэффициент 1,8 для граждан, проживающих в жилых или садовых домах, оборудованных электроотоплением, по решению региональных властей может применяться в любом регионе РФ в течение всего отопительного сезона независимо от диапазона потребления. Постановление также предполагает пересчет стоимости электроэнергии с начала 2025 г. для граждан, проживающих в домах с электроотоплением.

Ростислав Туровский, научный редактор EastRussia, профессор ВШЭ, доктор политических наук, Екатерина Шамсутдинова, Будущее энергетики Дальнего Востока: инвестиции, зеленая генерация и запрет майнинга