Для покрытия дефицита мощности энергосистемы на юго-востоке Сибири, который в ближайшие пять лет может превысить 2 ГВт, предлагается построить линию постоянного тока на 1,5 ГВт и еще 1 ГВт новой угольной генерации. Проекты новой генерации могут разыграть до конца года, основным претендентом выступает En+. Минимальную стоимость строительства генерации аналитики оценивают в 600 млрд рублей.
В юго-восточной части Объединенной энергосистемы (ОЭС) Сибири к 2030 году
необходимо построить еще 2,029 ГВт мощности для покрытия энергодефицита.
Такую оценку для заседания правкомиссии по развитию электроэнергетики, которая
пройдет 29 октября, провел «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы),
пишет сегодня «Коммерсант». Оценка учитывает запрет на майнинг, отмечает
газета.
Для покрытия дефицита предлагается построить линию постоянного тока
пропускной способностью до 1,5 ГВт, ее протяженность из западной части
Сибири в юго-восточную составит около 1,75 тыс. км. В «Россетях»
«Коммерсанту» сообщили, что ведут технико-экономическое обоснование проекта, по
итогам которого будут определены параметры, включая стоимость.
Также правительство планирует провести конкурентный отбор мощности новой
генерации на юге энергосистемы Бурятии и Забайкалья мощностью не менее
1,05 ГВт, дата начала поставки мощности — не позднее июля 2030 года.
Затраты на такие стройки окупаются за счет повышенных платежей промышленных
потребителей на оптовом энергорынке.
Энергодефицит в ОЭС Сибири возникает из-за подключения новых потребителей
(ОАО 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 расчетам «Совета рынка»
(регулятор энергорынков), 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 учетом 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. В «Совете рынка» пояснили, что с учетом
острой потребности в генерирующих мощностях в юго-восточной части Сибири на
проведение отборов будет отведено минимально допустимое время. Там надеются,
что отбор будет проведен в этом году, пишет «Коммерсант».
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,
определенных 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%.