На КОМ НГО для юга Сибири отберут 1 050–1 155 МВт с потолком капзатрат в ₽842 млн

«Предельные значения суммарных удельных капзатрат установлены на уровне 842 млн рублей за 1 МВт, в том числе предельные значения удельных затрат, связанных с уплатой налога на прибыль, – 153 млн рублей за 1 МВт, предельные значения удельных затрат, связанных с уплатой налога на имущество, – 47 млн рублей за 1 МВт», – указано в материалах.

Ценовые заявки от потенциальных инвесторов регулятор будет принимать 29–30 декабря.

Суммарная мощность, выставляемая на отбор, составит от 1 050 до 1 155 МВт, единичная мощность энергоблоков – от 25 МВт до 350 МВт. Не менее 30% общей мощности должны быть введены к 1 июля 2031 года, не менее 30% и не более 70% – к 1 октября, оставшаяся часть – к 1 декабря того же года, говорится в информации для проведения КОМ НГО.

В конце октября «Коммерсант» писал, что «Совет рынка», исходя из срока строительства в четыре года, оценивал потолок удельных капзатрат на новом КОМ НГО в Сибири в 715 млн рублей за 1 МВт с учётом требований по локализации. Газета ссылалась на материалы правокомиссии по развитию электроэнергетики, судя по которым, основным претендентом на реализацию крупного проекта является En+. Компания намерена построить ГРЭС в Забайкалье, но просила сдвинуть сроки ввода на декабрь 2031 года и увеличить капекс до 842 млн рублей.

На первом КОМ НГО для юго-востока Сибири в феврале прошлого года удалось отобрать лишь три проекта суммарной мощностью 525 МВт (65 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 ТГК-14 и 460 МВт на Иркутской ТЭЦ-11 En+). 700 МВт прогнозного дефицита остались непокрытыми, так как генкомпании сочли потолок капзатрат в 423 млн рублей за 1 МВт заниженным. В августе 2024 года был проведён повторный конкурс с повышенным капексом (591 млн рублей за 1 МВт), на котором 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).