«Совет рынка» оценил затраты на новую генерацию в Сибири в ₽572–842 тыс. за 1 кВт

В юго-восточной части Объединённой энергосистемы (ОЭС) Сибири к 2030 году необходимо построить ещё 2,029 ГВт мощности для покрытия энергодефицита. Такую оценку для заседания правкомиссии по развитию электроэнергетики (Ъ видел материалы), которая пройдёт 29 октября, провёл СО. Оценка учитывает запрет на майнинг. Для покрытия дефицита предлагается построить линию постоянного тока пропускной способностью до 1,5 ГВт, её протяжённость из западной части Сибири в юго-восточную составит около 1,75 тыс. км. В «Россетях» Ъ сообщили, что ведут технико-экономическое обоснование проекта, по итогам которого будут определены параметры, включая стоимость. Также правительство планирует провести конкурентный отбор мощности новой генерации (КОМ НГО) на юге энергосистемы Бурятии и Забайкалья мощностью не менее 1,05 ГВт, что соответствует параметрам, прописанным в проекте Схемы и программы развития энергосистем на 2026–2031 годы. Дата начала поставки мощности – не позднее июля 2030 года. Затраты на такие стройки окупаются за счёт повышенных платежей промышленных потребителей на оптовом энергорынке. Энергодефицит в ОЭС Сибири возникает из-за подключения новых потребителей (РЖД, теплицы, жилые комплексы и т. д.). В августе прошлого года правительство уже проводило отборы инвесторов для строительства новой генерации в юго-восточной части Сибири. Тогда право на возведение новых энергоблоков к 2028–2029 годам получили En+ (690 МВт на Иркутской ТЭЦ-11), ТГК-14 (155 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2) и «Интер РАО» (460 МВт на Харанорской ГРЭС). Предельный CAPEX угольной паросиловой установки, по расчётам «Совета рынка», исходя из нормы доходности в 15% и срока строительства в четыре года, составит 715 млн рублей за 1 МВт с учетом локализации оборудования, без локализации – 572 млн рублей за 1 МВт. Судя по материалам правкомиссии, основным претендентом на строительство генерации выступает En+, которая хочет построить угольную ГРЭС в Забайкалье. Однако компания просит правкомиссию перенести сроки запуска проекта на декабрь 2031 года. При этом предельный CAPEX проекта, по оценкам «Совета рынка», составит 842 млн рублей за 1 МВт с учётом требований локализации и 674 млн рублей за 1 МВт без них. В «Интер РАО» свой потенциальный интерес к участию в отборе не комментировали, в Минэнерго и En+ не ответили на запросы. В «Совете рынка» пояснили, что с учётом острой потребности в генерирующих мощностях в юго-восточной части Сибири на проведение отборов будет отведено минимально допустимое время. Там надеются, что отбор будет проведён в этом году. В «Сообществе потребителей энергии» отметили, что предложения в части мероприятий для покрытия дефицита на юго-востоке Сибири касаются только расширения сетевых перетоков и строительства генерации, но нет инициатив по сокращению 1 ГВт аварийности, которые могли бы существенно снизить затраты на новые стройки. По оценкам директора Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергея Сасима, общий CAPEX в сооружение дополнительной генерации, необходимой для покрытия дефицита в ОЭС Сибири, составит от 600 млрд рублей при реализации проекта на импортном оборудовании до 751 млрд рублей в случае локализованного решения. А предложение En+, добавляет он, дороже решений, определённых исходя из предельного CAPEX правительства, на 18%. Предлагаемая компанией стоимость, таким образом, составляет 708–884 млрд рублей в зависимости от оборудования. По его оценкам, реализация столь масштабных проектов может повысить одноставочную цену на оптовом энергорынке во второй ценовой зоне (Сибирь) в среднем на 5%.