Минэнерго хочет интегрировать Дальний Восток в энергорынок

Минэнерго предлагает расширить вторую ценовую зону оптового энергорынка (ОРЭМ), включающую Сибирь, за счет присоединения к ней Дальнего Востока. Об этом министр энергетики Николай Шульгинов заявил 6 сентября на сессии «Электроэнергетика Дальнего Востока» ВЭФ-2022 (запись доступна на сайте форума). Председатель правления «Системного оператора ЕЭС» (диспетчер энергосистемы РФ) Федор Опадчий уточнил, что эксперимент по интеграции ДФО может стартовать уже в конце сентября.

Шульгинов отметил, что интеграция дальневосточных регионов в энергорынок позволит привлечь дополнительные инвестиции в энергетику региона «за счет роста конкуренции», а также создаст условия для повышения энергоэффективности. Чиновник подчеркнул, что сейчас из-за госрегулирования энерготарифов на Дальнем Востоке «отсутствует достаточный ресурс для обеспечения эффективности производства электроэнергии и возможности снижения ее стоимости».

Энергорынок России разделен на две ценовые зоны (в первую входят европейская часть России и Урал, во вторую – Сибирь), а также несколько неценовых зон с регулируемыми тарифами. В ценовых зонах стоимость электроэнергии для промышленных потребителей определяется на торгах (для населения всегда действует тарифная схема). В оставшуюся целиком на тарифе неценовую объединенную энергосистему (ОЭС) Востока входят энергосистемы Амурской области, Хабаровского края и Еврейской АО, Приморья и Якутии, соединенные ЛЭП 220 кВ и 500 кВ.

По словам председателя правления «Совета рынка» (регулятор энергорынков) Максима Быстрова, с точки зрения уже созданной инфраструктуры «нет никаких сложностей с подключением Дальнего Востока» к ценовой зоне, в которую входит Сибирь. В качестве примера он привел положительный опыт включения в Единую энергосистему (ЕЭС) России полуострова Крым, по итогам референдума вошедшего в 2014 г. в состав РФ.

О том, что технических проблем с подключением ДФО ко второй ценовой зоне не будет, на сессии ВЭФа подтвердил и Опадчий. Он добавил, что ОЭС Востока сейчас динамично развивается и к 2028 г. ожидается рост потребления электроэнергии на 25%. По данным СО, в 2021 г. выработка электроэнергии в ОЭС выросла на 6,9% до 46,9 млрд кВтч, потребление электроэнергии – на 5,3% до 42,9 млрд кВтч.

Работа ОЭС Востока в изолированном режиме, по словам Опадчего, сегодня «снижает возможности по оптимизации режимов оборудования и энергосистемы в целом». «Также существуют ограничения на передачу электроэнергии внутри энергообъединения – в южную часть энергосистемы Приморского края, западную часть Амурской области, центральную часть Якутской энергосистемы», – указал он. Он также напомнил, что доля старого оборудования ТЭС, введенного более 30 лет назад, в ОЭС Востока на 10% выше, чем в среднем по стране.

Присоединение ОЭС Востока к рынку, по словам Быстрова, создаст возможность включения ДФО в программу модернизации ТЭС за счет механизма ДПМ (договоры о предоставлении мощности, гарантируют инвестору фиксированную доходность за счет дополнительных платежей потребителей оптового энергорынка. – «Ведомости»), а также проведения конкурсных отборов по программе ДПМ ВИЭ для развития возобновляемой энергетики.

Начать либерализацию энергорынка ДФО, по мнению Быстрова, можно со схемы «5-15», применявшейся на заре создания общероссийского рынка электроэнергии в 2000-х гг. (первые торги на энергобирже прошли 1 ноября 2003 г.). Согласно этому принципу, генераторы обязаны были поставлять на оптовый рынок от 5 до 15% вырабатываемой электроэнергии, потребители – приобретать на бирже до 30% энергии. По словам Опадчего, в конце сентября планируется запустить на Дальнем Востоке «некий аналог балансирующего рынка (сегмент оптового рынка, на котором докупаются отклонения от планового потребления. – "Ведомости") без конкурентного ценообразования, но со всеми технологиями, которые работают в первой и второй ценовых зонах». «С точки зрения технологической готовности инфраструктуры <...> у нас достроена практически вся цепочка. Вопрос нормативный, ну и, безусловно, ценообразования», – сказал он.

Старший директор-руководитель группы корпоративных рейтингов АКРА Екатерина Можарова напоминает, что дискуссии вокруг создания на Дальнем Востоке ценовой зоны оптового энергорынка идут не первый год. С 2017 г. за выравнивание (снижение) энерготарифов в ДФО доплачивают потребители оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в первой и второй ценовых зонах (через так называемые дальневосточные надбавки. – «Ведомости»). «Этот механизм изначально был рассчитан на три года, но в 2020 г. он был модифицирован и продлен до 2028 г.», – напомнила она. 

Усиление конкуренции на Дальнем Востоке при интеграции его в ЕЭС России и связь с сибирскими ГЭС, по мнению старшего консультанта Vygon Consulting Максима Дякина, обеспечит конкурентное ценообразование и, вероятно, поможет снизить цены на электроэнергию для оптовых потребителей. Эксперт добавил, что, хотя инфраструктура ОЭС Востока уже сейчас готова к присоединению к рынку, оптимальное решение этого вопроса потребует строительства энергомоста в Сибирь, запланированного лишь к 2028 г. То есть быстро интегрировать ДФО в энергорынок, по его мнению, не получится.

В рамках сессии гендиректор «Россетей» Андрей Рюмин сообщил, что компания тянет две транзитные линии из Сибири на Дальний Восток, которые будут построены до 2028 г. Строительство транзитной магистрали 500 кВт, которая увеличит передачу электроэнергии до 700 МВт, по словам Рюмина, начнется только после 2028 г.

Быстров на ВЭФ-2022 указывал, что самая низкая средняя цена 1 кВтч для потребителей первой ценовой категории (мелкие и средние предприятия с подключением менее 670 кВт мощности) сейчас складывается именно в Сибири – на уровне 4,67 руб., а в ДФО, даже с учетом субсидирования, составляет 5,19 руб. При этом в первой ценовой зоне она еще выше – 6,14 руб. После перехода к рыночному ценообразованию на Дальнем Востоке, по оценкам Быстрова, получится «что-то близкое к первой ценовой зоне».

При этом управляющий директор НРА Сергей Гришунин обращает внимание на наличие доминирующего поставщика на Дальнем Востоке в лице компании «Русгидро» (произвела 143,8 млрд кВтч в 2021 г.), на которую приходится до 90% выработки. Из-за этого выделение региона в отдельную ценовую зону, по его мнению, лишено логики.

При этом инфраструктура региона, по словам Гришунина, пока не готова к подсоединению к ЕЭС России, как так для этого планировалось строительство минимум двух высоковольтных ЛЭП, одна из которых на 500 кВт. «Поэтому сейчас предлагается включить лишь часть рыночных механизмов без формирования цены с целью протестировать их работу и не допустить ценового скачка для потребителей», – отметил Гришунин. Запуск рыночных процедур на энергорынке Дальнего Востока без постройки ЛЭП для перетоков из Сибири, по оценкам Гришунина, может привести к подорожанию электроэнергии в ДФО на 20-40%.

Заместитель гендиректора ИПЕМ Александр Григорьев согласен, что при создании единой ценовой зоны Сибири и ДФО «наверняка возникнут проблемы»: «Стабильный переток мощности между ОЭС Сибири и ОЭС Востока осуществляется через вставку постоянного тока на подстанции Могоча мощностью 200 МВт, чего определенно недостаточно». На полную интеграцию Приморского и Хабаровского краев, а также Амурской области в ОРЭМ, по оценкам Гришунина, потребуется не менее 3-4 лет.

Замдиректора Сообщества потребителей энергии (лобби энергоемкой промышленности) Валерий Дзюбенко сказал «Ведомостям», что для полноценного рынка и конкуренции в ДФО необходимо «кратно увеличивать число игроков», усиливать связь с ОЭС Сибири и развивать электросети в дальневосточных регионах. «Без решения перечисленных задач включать Дальний Восток в ценовые зоны преждевременно. В ближайшие годы это решение разве что упростит дальневосточным энергокомпаниям доступ к нерыночным надбавкам и увеличит тарифно-ценовую нагрузку на промышленность и экономику Сибири», – добавил он.

Переход к рыночному ценообразованию – это правильная тенденция, говорит представитель ассоциации «Совет производителей энергии»: «Это будет способствовать привлечению инвестиций, будут созданы стимулы к повышению эффективности работы генерации – прежде всего за счет оптимизации потребления электроэнергии на собственные нужды станций, оптимизации удельных расходов топлива и операционных затрат. Важно, чтобы переход к свободному ценообразованию был плавным, с отсутствием существенных ценовых последствий для потребителей».

Представитель «Русгидро» отказался от комментариев, в Сибирской генерирующей компании и En+ не ответили на запросы.