Ъ: «Россети» назначены ответственными за строительство 350 МВт СНЭ в ОЭС Юга»

«Россети» назначены ответственными за строительство СНЭ мощностью до 350 МВт для покрытия прогнозируемого энергодефицита на юге РФ. Вопрос обсуждался на совещании у вице-премьера Александра Новака (Ъ видел протокол). Установить накопители планируется к 1 июля 2026 года, проект будет окупаться на счёт индексации тарифа на передачу электроэнергии в течение пяти лет – с 2026 по 2031 год. Стоимость проекта и уровень необходимой индексации тарифа на передачу сейчас рассчитывают «Россети».

Одним из сценариев строительства СНЭ на юге РФ было проведение конкурса для инвесторов с заключением аналога договоров на поставку мощности (возврат инвестиций в течение 15 лет за счёт повышенных платежей потребителей на оптовом энергорынке). Но регуляторы отказались от него, рассчитывая, что назначение «Россетей» ответственными за пилотный проект поможет покрыть энергодефицит более оперативно: компания уже располагает площадками с подстанциями, а вопрос технологического присоединения будет решён в упрощённом порядке, поясняет источник издания.

По словам собеседника, технологическим партнёром «Россетей» станет «Рэнера» (подконтрольна топливному дивизиону «Росатома»). В качестве поставщиков рассматривались китайские компании, но выбор пал на локализованное оборудование. Среди причин – высокие требования к безопасности на режимных объектах и возможность сервисного обслуживания специалистами из России, указывает источник Ъ. Сейчас у «Рэнеры» строятся две гигафабрики общей мощностью 8 ГВт•ч в год: первая будет запущена в Калининградской области в 2025 году (выход на полную мощность в 2027 году), вторая – в Подмосковье в 2026 году. В «Россетях» сообщили, что участие компании в данном проекте возможно, а вопрос определения производителя и технического партнёра обсуждается. В Минэнерго и «Росатоме» не ответили на запрос.

В «Сообществе потребителей энергии» считают, что решение устанавливать накопители, которые исчерпают свой ресурс раньше, чем появится новая генерация, и в объёме, который может оказаться заметно больше требуемого, имеет высокий риск неоправданных инвестиций. «Проще и кратно дешевле риск дефицита можно закрыть с помощью управления спросом и розничной генерации, которые гибко настраиваются под потребность и не требуют капитальных расходов», – говорят в ассоциации.

«Системный оператор ЕЭС» рассматривает использование электрохимических накопителей как одну из перспективных технологий, которая может применяться для оперативного покрытия прогнозируемых дефицитов мощности. Учитывая режимно-балансовую ситуацию в ОЭС Юга, отмечают в регуляторе, целесообразно в минимально возможные сроки реализовать первые проекты по использованию накопителей в промышленном масштабе, чтобы получить и дополнительные мощности к ближайшим периодам пиковых нагрузок, и практический опыт применения новой технологии.

В «Совете рынка» сказали, что не располагают информацией об официальном решении о выборе подрядчика на строительство СНЭ и механизма финансирования строительства.

Директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим поясняет, что строительство СНЭ силами «Россетей» будет осуществляться не за счёт индексации тарифа распределительных сетей, а через тарифы Единой национальной электросети (ЕНЭС). В структуре средней конечной цены на электроэнергию в регионах юга России расходы ЕНЭС занимают около 8%, указывает он. Предварительно суммарная стоимость строительства СНЭ в объёме 350 МВт г-ном Сасимом оценивается в 90 млрд рублей. При текущей норме доходности Федеральной сетевой компании (ФСК) в 10% среднегодовой возврат средств в течение пяти лет должен составлять около 27 млрд рублей. «В случае переноса других инвестиционных мероприятий из-за строительства СНЭ дополнительного роста тарифа ЕНЭС не произойдёт», – указывает Сергей Сасим. Если же замещения проектов не будет, то учёт проектов по СНЭ может добавить к текущей индексации тарифа ФСК 1–3%, но влияние на конечную цену электроэнергии не превысит 0,03%, говорит эксперт.