Прямо-таки сибирская энергетика

Прямо-таки сибирская энергетика

Строительство 1,2 ГВт новых электростанций в регионе может потребовать до 507 млрд рублей

Как выяснил “Ъ”, Минэнерго подготовило для обсуждения финансовые параметры строительства новой газовой или угольной генерации на 1,2 ГВт в Сибири. Максимальный уровень капитальных затрат на строительство энергоблоков на базе российского оборудования может составить 507 млрд руб. в ценах 2028 года, а базовая доходность проекта — 12%. Существует и альтернатива: строительство ТЭС на иностранном оборудовании с максимальным CAPEX 334 млрд руб. и базовой доходностью 10,5%. По мнению аналитиков, инвесторы будут строить ТЭС на российских или китайских паровых турбинах, поскольку доступные в условиях санкций газовые турбины не опробованы в сибирских условиях.

Фото: Виктор Коротаев, Коммерсантъ

Минэнерго подготовило параметры механизма компенсации затрат на строительство новых ТЭС в Сибири мощностью минимум 1,225 ГВт.

Министерство представит два предложения на заседании правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики, рассказали “Ъ” несколько источников на рынке и в регуляторах.

Согласно первому варианту, инвесторы смогут строить газовые или угольные ТЭС только на российском оборудовании (включая котлоагрегат и турбины). Максимальное значение удельных капитальных затрат — 414 тыс. руб. за 1 кВт (в ценах 2028 года). Таким образом, максимальный общий CAPEX строительства 1,225 ГВт — 507 млрд руб. Базовая доходность — 12%.

Второй вариант предполагает возможность использования иностранного оборудования. В этом случае предельный удельный CAPEX — 273 тыс. руб. за 1 кВт (в ценах 2028 года), а максимальный общий CAPEX — 334,4 млрд руб. Базовая доходность — 10,5%. Для сравнения: в программе модернизации старых ТЭС, которая началась в 2019 году, уровень доходности выше — 14%. Предельный уровень удельных эксплуатационных затрат в обоих сценариях предлагается установить в 397,4 тыс. руб. за 1 МВт в месяц (в ценах 2028 года). Максимальная мощность одного блока — 330 МВт. Срок запуска — 1 сентября 2028 года.

Николай Шульгинов, глава Минэнерго, 5 сентября:

«Мы уже определили актуальный объем дефицита в юго-восточной части Сибири — это 1225 МВт. Конкурс на проведение строительства новых генерирующих объектов, надеюсь, проведем в декабре».

Проекты строительства будут отбираться по наименьшей цене на конкурсе, который может состояться в конце 2023 или в начале 2024 года. Оплачивать мощность ТЭС будут потребители европейской части РФ, Урала и Сибири. Собеседники “Ъ” уточняют, что изначально министерство предлагало установить требования по локализации и вынести на обсуждение только один вариант. Но после совещаний с участниками рынка был разработан альтернативный вариант с иностранными поставщиками для ускорения стройки. В Минэнерго не ответили на запрос “Ъ”. Предполагается, что новую генерацию предстоит построить на юге Забайкальского края и Бурятии и в Зиминском энергорайоне Иркутской области. Инвестор может построить энергоблок с нуля или на существующей ТЭС.

«Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) прогнозирует дефицит энергомощности на юго-востоке Сибири при проведении ремонтов начиная с 2024 года. Объем нехватки генерации достигнет 1,23 ГВт к 2029 году. Среди причин — ввод объектов Восточного полигона ОАО РЖД с потреблением 644 МВт, а также более мелких потребителей, включая теплицы, золоторудные месторождения, жилые комплексы и центры по добыче криптовалюты. В «Сообществе потребителей энергии» (объединяет промышленных потребителей электроэнергии) считают, что «целесообразно принять комплекс мер, которые позволят исключить риск нарушения энергоснабжения потребителей и ограничат рост тарифно-ценовой нагрузки».

Исходя из сжатых сроков ввода станций, говорить о строительстве энергоблоков на газовых турбинах вряд ли приходится, считает независимый аналитик Юрий Мельников. Российские газовые турбины «Ростеха» и «Силовых машин» пока не дошли до стадии коммерциализации, а вероятные иранские и китайские копии турбин Siemens и ГТД-110 не опробованы в Сибири, уточняет эксперт. По его мнению, наиболее вероятный вариант — использование паросиловых технологий 1960–1980-х годов с приоритетным привлечением поставщиков из РФ («Силмаша» и Уральского турбинного завода), а в качестве резерва — китайских поставщиков.