России опять не хватает энергии

Минэнерго признало, что энергосистеме России не хватает 1,3 ГВт «технологически необходимой» генерации. Строить новые блоки нужно на Кубани, в Иркутской области, а также в Чечне и Туве. Но для инвесторов окупаемость таких проектов остается сомнительной, а потребители опасаются, что новые стройки еще сильнее поднимут энергоцены, пишет «Коммерсантъ».

В опубликованной на прошлой неделе схеме и Программе развития единой энергосистемы (ЕЭС) России на 2012-2018 годы Минэнерго официально признало, что одобренных правительством обязательных инвестпрограмм генерирующих компаний энергосистеме не хватит. В схеме указаны объемы «технологически необходимой генерации», то есть электростанций, которые нужны для поддержания функциональности энергосистемы, но которые не вызывают интереса инвесторов с коммерческой точки зрения. Согласно документу, в четырех регионах страны необходимо дополнительно построить примерно 1,3 ГВт мощностей. При этом Минэнерго отмечает, что на этих территориях сооружение новых станций «целесообразнее» строительства новых электросетей.

Наиболее острая необходимость в такой генерации, по данным схемы, возникает в юго-западном энергорайоне энергетической системы Кубани. Там при нормальном развитии событий в 2015 году — а в случае ремонта ЛЭП мощностью 500 кВ Тихорецк—Кубанская уже в 2013 году — образуется непокрываемый дефицит активной мощности. К 2016 году (в зависимости от сценария) он составит 172 МВт или 572 МВт. Для предотвращения дефицита необходимо строительство до 600 МВт генерации, в том числе двух блоков по 100 МВт в Новороссийском энергоузле.

Кроме того, 400 МВт нужно построить в юго-восточном энергорайоне ОЭС Юга. Предпочтительным местом сооружения, говорится в программе, является Чечня — в силу наличия площадки (место бывшей Грозненской ТЭЦ-3) и связи с Грозненским НПЗ как аварийным источником топлива и потенциальным покупателем пара. Не менее чем в 110 МВт генерации нуждается Тува, еще 200 МВт предлагается построить в Бодайбинском и Мамско-Чуйском энергорайонах на северо-востоке Иркутской области.

При этом в прогнозе уже учтено и запланированное сетевое строительство. Например, потребности Иркутской области рассчитаны с учетом сооружения подстанции мощностью 220 кВ Мамакан и перевод ЛЭП Таксимо—Мамакан со 110 кВ на 220 кВ к 2014 году. В этом же районе планируется строительство линии на 220 кВ Пеледуй—Чертово Корыто—Сухой Лог—Артемовская—Мамакан (меморандум о взаимодействии по проекту в июне подписали Федеральная сетевая компания; ДВЭУК; «Полюс Золото»; Фонд развития Дальнего Востока и Байкальского региона (принадлежит ВЭБу); а также власти Иркутской области и Якутии). Необходимость строительства генмощностей в этом районе обусловлена планируемым техническим присоединением 250 МВт потребителей.

Дополнительные стройки генерации предлагалось охватить пока неформализованным механизмом «ДПМ-штрих», говорят два участника обсуждения. Сейчас в рамках обязательных инвестпрограмм мощности сооружаются по договорам на поставку мощности (ДПМ), гарантирующим возврат инвестиций за десять лет. Но большинство строек по ДПМ будут закончены к 2015 году, затем аналогичных механизмов не предусмотрено. Представитель крупного промышленного потребителя электроэнергии заявил, что вопрос финансирования системной генерации через механизм, аналогичный ДПМ, обсуждался и на площадке «Совета рынка» и восторга у потребителей не вызвал, потому что ДПМ равномерно поднимают цену на мощность для всех участников рынка. Во времена РАО «ЕЭС России» для не имеющих коммерческой перспективы строек придумали особый «механизм гарантирования инвестиций» (МГИ), но он не был реализован. Часть проектов МГИ потом внесли в список ДПМ (например, Уренгойскую ГРЭС ОГК-1).

При этом ряд регионов, где планируется строить технологически необходимую генерацию, на энергорынке считаются проблемными. Чечня является хроническим неплательщиком на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ), на август задолженность региона составляет 7,3 млрд руб. (около 17% от долгов всех участников ОРЭМ). Кроме того, и в республиках Северного Кавказа, и в Туве действует особый режим, позволяющий энергосбытам платить генераторам не по ценам ОРЭМ, а по более низким регулируемым тарифам.

Александр Селезнев из «ВТБ Капитала» говорит, что сейчас стоимость газовых ТЭС, строящихся в рамках ДПМ, составляет примерно $1300-1500 за 1 кВт установленной мощности (без НДС). Новые угольные электростанции, по его оценке, обходятся дороже — не менее $2000-2200 за 1 кВт. Аналитик добавляет, что для технологически необходимой генерации, расположенной в достаточно изолированных от остальной энергосистемы районах, инвесторам необходимы четкие гарантии сбыта электроэнергии и окупаемости проекта. С другой стороны, и для потребителей в этих регионах такие проекты могут оказаться крайне дорогими.