700 МВт КОМ НГО в Сибири могут подорожать на 39%, до ₽412 млрд в ценах 2028 года

Минэнерго подготовило новые финансовые параметры дополнительного конкурса на строительство 700 МВт генерации для покрытия энергодефицита в Сибири. На первом отборе, прошедшем в марте, на этот объём мощности никто не подавал заявки, жалуясь на слишком низкий CAPEX. Минэнерго решило учесть мнения российских генкомпаний: по данным газеты, министерство предлагает увеличить предельный CAPEX для проектов на российском оборудовании на 39%, с 423 тыс. до 589 тыс. рублей за 1 кВт (в ценах 2028 года). Общая максимальная стоимость объектов на 700 МВт в таком случае может превысить 412 млрд рублей, подсчитало издание. Базовая доходность – 14% (при ОФЗ – 8,5%).

При этом Минэнерго вновь предлагает рассмотреть возможность привлечения на конкурс проектов с иностранным оборудованием. В таком случае базовую доходность должна составить 12% в год, удельный CAPEX – 375 тыс. рублей за 1 кВт. Общий максимальный объём капзатрат на 700 МВт составит около 250 млрд рублей, подсчитал «Коммерсант». В частности, министерство полагает, что на конкурс удастся привлечь компании из Китая. Минэнерго уже пыталось открыть доступ к конкурсу для иностранцев, однако в итоге участвовали только российские компании.

Минэнерго предлагало установить на предыдущем конкурсе цену мощностей на импортном оборудовании на уровне 273 тыс. рублей за 1 кВт, так что прирост, по расчётам «Перетока», по этим проектам составит 37,4%. Регулятор фактически предлагает повысить доходность по обоим вариантам: с 12% (на первом КОМ НГО в Сибири) до 14% для российского оборудования, с 10,5% до 12% – для импортного.

Дефицит энергомощности на юго-востоке Сибири прогнозируется на уровне 1 225 МВт к 2029 году, из которых 525 МВт будут покрыты за счёт строительства двух тепловых блоков по 230 МВт в Иркутской области силами En+ Group за 109,9 млрд рублей и блока на 65 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 ТГК-14 за 26,3 млрд рублей, отобранных на конкурсе 1 марта. Среди причин возникновения энергодефицита – ввод объектов Восточного полигона РЖД с потреблением 644 МВт, а также более мелких потребителей, включая золоторудные месторождения и центры по добыче криптовалюты.

В марте директор по энергетическим рынкам и внешним связям «Системного оператора ЕЭС» Андрей Катаев рассказал, что цена отобранных проектов на КОМ НГО в пересчёте на полную стоимость энергии на период жизненного цикла электростанции (LCOE) составила 12 рублей за 1 кВт•ч. «И мы не смогли отобрать весь необходимый объём по этой цене. Следующие поданные (но не прошедшие отбор – ред.) заявки (En+ – ред.) – 16 рублей (+33,3% – ред.) и 20 рублей (+66,6% – ред.) за 1 кВт•ч», – говорил г-н Катаев. Исходя из этих данных, при росте капзатрат на 39% LCOE проектов составит около 16,7 рубля за 1 кВт.

Объясняя причины отказа от участия в первом отборе крупные игроки рынка ссылались на недостаточный уровень капзатрат на фоне кратного роста цен на энергооборудование. По данным СПЭ, озвученным в апреле, комплексная замена котлоагрегата 950 тонн в час на угле подорожала в 5,5 раза, такого же оборудования на газе – в 3,3 раза, паровой турбины Т-100 – в 2,2 раза, паровой турбины К-300 – в 2,1 раза.

En+ уже заявило, что намерено участвовать в новом конкурсе с повышенными расценками с проектами на 330 МВт, что закрывает весь объём дефицита на юго-востоке Сибири, приходящегося на Иркутскую область. 395 МВт из 700 МВт должны быть построены на территории южных частей энергосистем Забайкальского края и Бурятии, из которых 175 МВт – на территории южных частей энергосистем Забайкальского края, сообщал ранее «Системный оператор ЕЭС».

Новые параметры дополнительного конкурса для строительства новой генерации в Сибири обсуждались на совещании в Минэнерго 27 апреля, рассказали источники Ъ, знакомые с ходом совещания. Параметры предлагается вынести на заседание правкомиссии по вопросам развития электроэнергетики, которое может состояться 7 мая. Глава Минэнерго Николай Шульгинов 26 апреля на совещании по итогам отопительного сезона говорил, что конкурс в Сибири может состояться уже в июне, отмечая, что министерство пересмотрело ценовые параметры конкурса «в части стоимости оборудования».

На том же совещании гендиректор En+ Михаил Хардиков заявил, что дополнительный отбор для Сибири нужно провести до 1 июля, чтобы начать поставки мощности с 2030 года: «Просто хотели бы донести нашу позицию, что очень важно провести этот отбор как можно быстрее – это связано с возможностью заказа оборудования на заводах. То есть срок ввода этих мощностей напрямую зависит от возможности заказать оборудование». В презентации г-на Хардикова указано, что отечественные производители не подтверждают возможность поставок оборудования в более ранние сроки. При условии проведения отбора в июне, промышленная эксплуатация новых блоков может начаться в декабре 2030 году, уточняется в презентации.

«При таком фантастическом росте расценок просто напрашиваются аудит и комплексные проверки, включая антимонопольную, – заявили Ъ в «Сообществе потребителей энергии». – Необходимо также подтвердить отсутствие альтернативы в виде сетевого строительства. И если проверки подтвердят обоснованность предложения, важно зафиксировать финансовую ответственность заявителей, формирующих прогнозный дефицит, на случай изменения их планов. Это позволит не допустить переноса стоимости «платиновых» турбин в платежи другим потребителям».

Отказываться от применения иностранного генерирующего оборудования в условиях неспособности отечественных предприятий обеспечить потребности энергетики нецелесообразно, считает директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Во-первых, это вопрос энергетической безопасности. Во-вторых, конкуренция производителей всегда стимулирует повышение качества оборудования. Но при этом энергообъекты на импортном оборудовании должны обеспечивать надёжное энергоснабжение в климатических условиях Сибири, отмечает аналитик. Кроме того, необходимо дополнительно проанализировать альтернативы покрытия спроса, например, с помощью развития электросетевого комплекса региона с целью обеспечения доступа энергодефицитных районов юго-востока Иркутской области к потенциалу избыточной генерации на севере региона.