Технейтральность растянули до ГЭС

21 апреля Минэнерго опубликовало проект «О внесении изменений в Правила оптового рынка по вопросам проведения отборов мощности новых генерирующих объектов». Корректировки вызваны прогнозным дефицитом в Восточной Сибири (вторая ценовая зона ОРЭМ), где с 2026 года на фоне роста потребления, в том числе в рамках второго этапа расширения Восточного полигона РЖД, ожидается нехватка 456 МВт (СиПР ЕЭС 2020–2026). Отбор новой генерации Минэнерго планирует провести уже в этом году, конкурс в рамках механизма КОМ НГ впервые будет технологически нейтральным.

«Может быть, коллеги выберут техническое решение – более длинный жизненный цикл строительства, но к указанному времени, допустим, они смогут обеспечить мощность своими мобильными установками. Мы рассматриваем и возможность строительства газовой станции, угольной, возможно и гидростанции – есть и такие инициативы со стороны энергокомпаний. Для нас это будет новая разработка – технологически нейтральный конкурс», – говорил замглавы Минэнерго Павел Сниккарс.

Как следует из опубликованного проекта, отбор будет проводиться по одноставочной цене электроэнергии на период окупаемости проекта (20 лет) – LCOE, которая формируется исходя не только из капитальных затрат на возведение генерации, но и операционных затрат (в т.ч. топливных расходов), параметров выработки, доходности проекта и др. Таким образом, победителем конкурса может оказаться не самый дешевый с точки зрения капзатрат проект.

«Срок, на который заключается договор с поставщиком, обусловлен технологической нейтральностью проводимого отбора (возможность участия ГЭС со сроком строительства, составляющим порядка 10 лет), а также возможностью ввода в эксплуатацию «временных» объектов, сокращающих период окупаемости основного генерирующего объекта», – отмечается в пояснительной записке к законопроекту.

Возможность победы проекта ГЭС – наиболее интересный нюанс первого технологически нейтрального отбора, который формально будет проводить правительство РФ, рассматривая предложения профильной правкомиссии и заключения Минэнерго. По итогам конкурса победитель подпишет долгосрочные договоры (ДПМ на 20 лет) с потребителями обеих ценовых зон, указано в пояснительной записке к проекту. По данным источника в отрасли, близкого к одному из интересантов конкурса, в отборе, вероятно, будут участвовать проекты газовой генерации в Пеледуе и Сухом Логе, угольной ТЭС в Таксимо и Тельмамской ГЭС. Отсутствие инфраструктуры и сложный рельеф существенно утяжеляют газовые проекты: от ближайших источников газа до Пеледуя придётся тянуть 250 км газопровода, до Сухого Лога – более 500 км, отмечает он. По его данным, предварительная оценка стоимости строительства газовой ТЭС в Пеледуе – 73 млрд рублей (в т.ч. в 12 млрд обойдётся газопровод, ещё в 10 млрд – строительство временной генерации (СВМ)), газовой ТЭС в Сухом Логе – 78 млрд рублей (в т.ч. 30 млрд – газопровод), угольной ТЭС в Таксимо – 100 млрд рублей (в т.ч. 12 млрд – СВМ), Тельмамской ГЭС – 65 млрд (в т.ч. 5 млрд – СВМ).

Впрочем, эти расчёты расходятся с данными «Коммерсанта», который в феврале со ссылкой на источники писал, что стоимость проекта ТЭС мощностью 456 МВт может составить 64,9 млрд рублей. Тогда же аналитик по газу Центра энергетики МШУ «Сколково» Сергей Капитонов отмечал: от границ Талаканского месторождения до поселка Пеледуй около 100 км, и в целом в районе есть энергетическая и транспортная инфраструктура, поэтому сложностей с подключением возникнуть не должно.

Другой собеседник в секторе уточняет, что проект ТЭС в Таксимо может быть реализован «угольным» СУЭКом Андрея Мельниченко, ТЭС в Пеледуе – «Интер РАО», а ТЭС в Сухом Логе продвигает «Алроса». Ранее о возможном интересе к строительству новой генерации в Бодайбинском энергокольце при наличии экономической мотивации говорили в «Интер РАО» и «Газпром энергохолдинге»; сейчас их пресс-службы не комментируют ситуацию.

Обновлённый проект Тельмамской ГЭС на основе старых советских наработок En+ представила в письме в Минэнерго в октябре прошлого года. Базовая мощность электростанции должна составить 450 МВт, но в зависимости от компоновочных решений мощность может быть увеличена до 600 МВт. Тогда капзатраты на строительство оценивались компанией в 55,3 млрд рублей; представитель En+ сообщал, что первый гидроагрегат на пониженных напорах может быть запущен уже в 2026 году. Выход станции на проектную мощность планируется к 2030 году. До момента выхода Тельмамской ГЭС на проектную мощность возможный дефицит может быть компенсирован по временной схеме от дизельных, газопоршневых или газотурбинных установок на сжиженном газе. Стоимость их разворачивания и работы по временной схеме будет учтена в себестоимости проекта.

По информации «Перетока», структуры En+ уже поставили на кадастровый учёт земельные участки под строительство Тельмамской ГЭС, заказали разработку схемы выдачи мощности и получили технико-коммерческие предложения на поставку гидротурбин и генераторов. В борьбе за проект представители энерго-металлургического холдинга упирают на эколого-экономическую мотивацию: в свете грядущего введения углеродного регулирования в Европе потребителям стоит уже сейчас задуматься об углеродном следе генерации, которую они намерены использовать в будущем. Тем более, что речь идёт в основном о добывающих предприятиях, указывают они. Но тут стоить помнить, что первопричина проекта новой генерации – перспективный рост потребностей, прежде всего, РЖД. Кроме того, тот же Евросоюз пока не определил параметры трансграничного углеродного регулирования, дискуссии об экологичности АЭС и больших ГЭС продолжаются.

При одинаковой загрузке Тельмамская ГЭС на равных конкурирует с новой газовой станцией (LCOE порядка 5 рублей за 1 кВт*ч), но использование временной генерации, например, на СПГ, в течение 2026-2030 года сделает проект ГЭС дороже на 1-1,5 рубля за 1 кВт*ч, говорит руководитель направления регулирования энергорынков VYGON Consulting Николай Посыпанко. По его оценкам, LCOE новой угольной генерации составит 7 рублей за 1 кВт*ч.

«Коэффициенты эффективности в конкурентном отборе будут отличаться от LCOE из-за отличий в нормативной методике, позиции ГЭС дополнительно усилит предлагаемая регулятором ставка дисконтирования будущих денежных потоков. На технологическую конкуренцию в отборе серьёзно повлияют не только инвестиции в новую инфраструктуру (электрические сети, газопроводы, логистические решения), но и устанавливаемый правительством коэффициент использования установленной мощности: в 2016-2020 годах разные ГЭС Сибири сработали с КИУМ от 40% до 60%, а тепловые электростанции – от 0 до 65%. Если En+ учтёт в своей заявке потенциальную экономию на плате за углеродный след по европейским ставкам, проект получит критическое конкурентное преимущество», – полагает Николай Посыпанко.