Аналитики указывают, что ключевой проблемой по-прежнему останется пропускная способность сетей. А регулятор не поддерживает пересмотр экономических показателей.
Минэнерго предлагает правительству продлить работу старого оборудования на дальневосточных станциях «РусГидро», а не выводить его из эксплуатации. Таким способом планируется закрыть региональный энергодефицит в 862 МВт, прогнозируемый к 2031 году, следует из протокола совещания у вице-премьера Александра Новака от 9 февраля, пишет «Коммерсант», которому удалось ознакомиться с документом.
Так, в Якутии предлагается сохранить в работе три газотурбинные установки (ГТУ) иностранного производства мощностью 123 МВт на Якутской ГРЭС-2, одну ГТУ на 43 МВт на Якутской ГРЭС, а также установить на ГРЭС новое оборудование мощностью не менее 35,5 МВт с 2030 года. В общей сложности это поможет покрыть дефицит в 202 МВт.
Минэнерго также выступает за продление ресурса работы двух ГТУ мощностью 93 МВт на ТЭЦ «Восточная» и оборудования на 200 МВт на Артемовской ТЭЦ, чтобы покрыть дефицит мощности в 506 МВт за контролируемым сечением «Переход через Амур». Рассматривается и установка систем накопления электроэнергии мощностью не более 390 МВт (1,77 тыс. МВт•ч). Также изучается возможность возведения ЛЭП 500 кВ «Хабаровск-Комсомольская». По итогам совещания Александр Новак поручил рассмотреть расширение Хабаровской ТЭЦ-3 или Артемовской ТЭЦ-2, а также Комсомольской ТЭЦ-2 на базе ПГУ.
«Системный оператор» считает, что продление сроков эксплуатации действующей тепловой генерации в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока — вынужденная мера в условиях несостоявшихся отборов по строительству большой генерации в регионе.
Технические мероприятия по продлению ресурса оборудования помогут гарантировать временную работоспособность до реализации проектов длительного цикла строительства, пояснил «Коммерсанту» диспетчер.
Ранее регуляторы говорили о планах провести дополнительный отбор ВИЭ-генерации на Дальнем Востоке. Как следует из протокола совещания, это необходимо для формирования резерва производства электроэнергии в ОЭС Востока в размере 4,5 млрд кВт•ч (6,4%). Сейчас Минэнерго рассматривает строительство солнечных или ветровых электростанций. Мощность СЭС в таком случае может составить 1,6 ГВт с использованием в 1,5 тыс. часов, мощность ВЭС — 1 ГВт с использованием в 2,5 тыс. часов.
В «РусГидро» сказали «Коммерсанту», что достраивают вторую очередь Якутской ТЭЦ-2 (ТЭЦ «Туймаада») мощностью 160 МВт, устанавливают на Якутской ТЭЦ-2 две российские ГТУ общей мощностью 50 МВт и проводят восстановительные ремонты импортных газовых турбин. «Мы надеемся, что они будут успешными, в этом случае они продолжат работать»,— говорят в компании. Для продления работы Якутской ГРЭС, по оценкам «РусГидро», необходимо 7 млрд рублей на поддержание в рабочем состоянии и решение проблем с газоснабжением. Для продления работы Артемовской ТЭЦ до 2032 года потребуется 15 млрд рублей.
Продление работы старых станций — дорогостоящая, но вынужденная мера, при этом расходы компании должны быть компенсированы, говорят в «РусГидро».
Евгения Франке из «Эйлер» считает, что продление эксплуатации старых станций на Дальнем Востоке может стать неизбежной краткосрочной мерой, особенно на фоне провальных конкурентных отборов мощности новой генерации в Хабаровском и Приморском краях. Но проблемой аналитик называет пропускную способность сетей.
В правительстве также прорабатывают возможность увеличения нормы доходности для проектов строительства генерации на Дальнем Востоке, о чем давно просило «РусГидро». Базовый показатель в регионе был установлен в размере 12,5% против 14% годовых для остальной генерации на оптовом энергорынке. В «РусГидро» уверены, что норма доходности по дальневосточным объектам должна быть как минимум не ниже, чем на оптовом рынке, с учетом высокого роста электропотребления и нарастающего дефицита мощности. Но в «Сообществе потребителей энергии» (объединяет крупную промышленность) считают, что, поскольку проекты модернизации ТЭС на Дальнем Востоке реализуются без конкурсных отборов, повышение доходности по ним превращает доходность из платы за риск в премию за участие и переносит ответственность за срывы сроков, операционные провалы и сопутствующие риски с энергокомпаний на потребителей.
В «Совете рынка» указывают, что 12,5% — базовый уровень нормы доходности, в расчет цены мощности идет величина, скорректированная с учетом доходности долгосрочных государственных обязательств. По итогам 2025 года она превысила 19% годовых. Базовая доходность в 12,5% была закреплена в нормативных правовых актах еще в 2021 году и была известна инвесторам заранее при обсуждении и утверждении выбора проектов строительства на Дальнем Востоке, добавляют в регуляторе. Часть проектов по этому механизму введена в эксплуатацию, и пересмотр принятых решений, по мнению «Совета рынка», приведет к нарушению баланса экономических интересов поставщиков и потребителей.