Затраты на покрытие энергодефицита в Москве оценили в ₽0,5 трлн Ликвидация прогнозируемого к 2030 году энергодефицита в Москве обойдется почти в 0,5 трлн руб. План включает ремонт и строительство сетей, возведение линии постоянного тока и расширение мощности электростанций на 1 ГВт
Стоимость мероприятий, направленных на покрытие прогнозируемого к 2030 году дефицита электроэнергии в Москве и Московской области, оценивается в 460,7 млрд руб., следует из материалов к правительственной комиссии по энергетике, запланированной на 26 декабря. Документы есть у РБК, их подлинность подтвердил источник, знакомый с содержанием.
Как сообщал РБК в начале декабря, план предполагает три основных шага: развитие электросетевого комплекса на 220–750 кВ, строительство новых объектов генерации на 950 МВт, а также возведение линии постоянного тока пропускной способностью 1,5 ГВт. Схему планируется утвердить на правкомиссии. Ожидается, что это позволит покрыть перспективную потребность Московской энергосистемы в мощности и создаст 15% резерва.
Так, в 2025–2030 годах планируется строительство и реконструкция электросети мощностью 220–750 кВ на общую сумму 150,1 млрд руб., указано в презентации «Системного оператора» (СО; диспетчер энергосистемы). В числе этих мероприятий:
- реконструкция подстанции (ПС) Михайловская на 500 кВ с перезаводом воздушных линий (ВЛ) на 500 кВ в 2025 году, а также сооружение заходов кабельно-воздушной линии (КВЛ) на 500 кВ Ногинск — Бескудниково на подстанцию 500 кВ Трубино в 2028 году;
- строительство воздушной линии на 220 кВ Дорохово — Созвездие в 2028 году и новой подстанции на 500 кВ с заходами воздушной линии Смоленская АЭС — Михайловская в 2029 году;
- в 2030 году предполагается возвести две линии электропередачи (ЛЭП) на 750 кВ, в частности ЛЭП Грибово — Москва на 135 км с подстанцией на 750 кВ (капзатраты — 47,5 млрд руб.) и ЛЭП Курская АЭС — Москва протяженностью 500 км (капзатраты — 76,8 млрд руб.).
При этом запланированное сооружение линии электропередачи постоянного тока (ППТ) Нововоронежская АЭС — Москва оценивается в 91,4 млрд руб., указано в презентации. Протяженность ППТ составит около 550 км. Наконец, капзатраты в строительство новых объектов генерации мощностью 950 МВт могут составить 219,2 млрд руб. Планируется:
- строительство двух новых энергоблоков по 250 МВт на ТЭС-25 и ТЭС-26 компании «Мосэнерго» (входит в «Газпром энергохолдинг», ГЭХ) в 2027 и 2028 годах соответственно;
- возведение нового энергоблока на 450 МВт на Каширской ГРЭС в 2030 году.
Каким будет влияние на цены
В презентации также содержится оценка ценовых последствий развития Московской энергосистемы. Так, CAPEX (капзатраты) «Россетей» на планируемые мероприятия оцениваются в 215,7 млрд руб., указывает СО со ссылкой на данные самой компании. В эту сумму входит строительство ЛЭП 750 кВ от Курской АЭС и ее финансирование за счет платы за технологическое присоединение «Росэнергоатома», а также ЛЭП 750 кВ от подстанции Грибово и линии постоянного тока 1500 МВт от Нововоронежской АЭС за счет тарифа ЕНЭС (Единая национальная электрическая сеть). Дополнительный ежегодный рост тарифа ЕНЭС, таким образом, оценивается в 1,68%, а рост конечной цены на электроэнергию — в 0,115%.
Строительство к 2030 году 950 МВт новой генерации на 219 млрд руб. приведет к дополнительному росту цены оптового рынка на уровне 2,6%, а конечной цены на электроэнергию — на 1,3%. Отмечается, что оценки приведены по заявленным компаниями капитальным затратам, а также экономическим параметрам механизма конкурентного отбора мощности новых генерирующих объектов (КОМ НГО).
Какие есть риски
Как следует из материалов к правкомиссии, ГЭХ считает ключевыми условиями для начала реализации строительства включение заявленных энергоблоков в федеральный проект «Гарантированное обеспечение доступной электроэнергией» комплексного плана модернизации и расширения магистральной инфраструктуры, а также определение механизма окупаемости, обеспечивающего гарантированный возврат инвестиций с нормой доходности на уровне не менее 14%. Согласно проекту протокола, вопрос о внесении изменений в федпроект планируется решить на правкомиссии, а сами изменения охватят всю выработанную схему покрытия энергодефицита в Москве и Московской области, включая сети. При этом указаний на обсуждение механизма КОМ НГО в документе нет.
В пресс-службе «Системного оператора» сообщили, что, «принимая решение о строительстве новой генерации в Московском регионе, логично использовать механизмы оптового рынка мощности, доказавшие свою работоспособность». В СО напомнили, что все действующие сегодня программы гарантированного возврата инвестиций предусматривают жесткие обязательства инвестора, который только при выполнении установленных условий получает полную компенсацию затрат. «Абсолютное большинство новых генерирующих объектов введено в России с использованием таких механизмов», — подчеркивают в СО. При этом оценки затрат из презентации в «Системном операторе» комментировать не стали.
Вместе с тем в проекте протокола говорится также о срывах сроков производства оборудования АО «Силовые машины» по ряду проектов, включая первый и второй блоки Каширской ГРЭС. В числе других указаны четвертый и пятый блоки Нерюнгринской ГРЭС «РусГидро» и Новочеркасская ГРЭС «ОГК-2» (входит в ГЭХ). «Интер РАО» с 2021 года реализует в рамках ГРЭС проект модернизации с использованием инновационных парогазовых установок большой мощности отечественного производства (ПГУ). Сообщалось о планах построить на площадке два дубль-блока в сумме на 900 МВт на базе локализованной газовой турбины «Силовых машин» ГТЭ-170.1. Дата поставки модернизированной мощности на оптовый рынок планировалась на 2028 год.
В пресс-службе «Интер РАО» сообщили РБК, что плановый срок поставки мощности сохраняется неизменным. «С учетом текущих сдвигов сроков поставки оборудования, перенос сроков строительства двух энергоблоков на Каширской ГРЭС суммарной мощностью 900 МВт не планируется. Мы принимаем все необходимые меры для минимизации влияния этих изменений и продолжаем работать в соответствии с установленным графиком», — заверили в компании.
В качестве возможного решения срыва сроков рассматривается приоритизация поставки основного энергооборудования для перечисленных проектов, говорится в проекте протокола. В том числе допускаются переуступки такого оборудования с иных проектов модернизации ТЭС.
РБК направил запрос в пресс-службу Минэнерго.
В целом приведенные «Системным оператором» цифры выглядят «вполне реалистичными», считает директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Однако он отмечает предварительный характер оценок капзатрат, предупреждая, что на итоговый уровень могут повлиять негативные тенденции в экономике, рост стоимости капитала энергокомпаний и ограничения на рынке заемного финансирования. «При этом указанные капитальные вложения увеличат конечную цену на электроэнергию только для небытовых потребителей. Что касается тарифов на электроэнергию для населения, то указанные инвестиции не окажут на них никакого влияния. Особенности ценообразования предусматривают ежегодную индексацию тарифов на электроэнергию для граждан без учета инвестиционных вложений на оптовом рынке», — заключает Сасим.
В то же время в ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (АСПЭ) сообщили РБК, что приведенные по проектам «ценовые параметры выглядят завышенными». По мнению АСПЭ, оценки «требуют аудита и перепроверки, поскольку они схожи с решениями, принятыми для Юга, но при этом проблем с площадками и инфраструктурой, с которыми приходится иметь дело там, в Москве нет».
Читайте РБК в Telegram.
