Как выяснил “Ъ”, Минэнерго исключило проект Мокской ГЭС в Бурятии мощностью 1,2 ГВт из перечня вариантов электрификации БАМа и Транссиба. Его предварительная стоимость в 120 млрд руб. была сочтена чересчур высокой, а сроки строительства — около десяти лет — слишком длительными. Таким образом, основным сейчас является вариант строительства угольной и нескольких газовых ТЭС в Сибири и на Дальнем Востоке совокупной мощностью до 1,6 ГВт. Но, по данным “Ъ”, En+ также предлагает возродить проект Тельмамской ГЭС мощностью 450 МВт для снабжения северобайкальского участка БАМа. По оценкам аналитиков, строительство дополнительных мощностей обойдется энергорынку в 40–45 млрд руб. ежегодно.
Фото: Александр Ведерников, Коммерсантъ / купить фото
Фото: Александр Ведерников, Коммерсантъ / купить фото
Проект строительства Мокской ГЭС на Витиме — одного из основных вариантов электрификации БАМа — оценен в 120 млрд руб., сообщили “Ъ” источники. В Минэнерго стоимость проекта сочли слишком высокой и исключили его из перечня приоритетных вариантов энергоснабжения Восточного полигона, учтя также, что стройка могла затянуться более чем на десять лет. Мокская ГЭС при СССР планировалась как головная ГЭС каскада из шести станций на Витиме. Ее включили в инвестпрограмму ГидроОГК (теперь «РусГидро») в 2007 году, но вычеркнули в 2008 году.
Расширение БАМа и Транссиба до пропускной способности в 180 млн тонн к 2024 году требует строительства дополнительной генерации в объеме до 1,6 ГВт и нескольких тысяч километров электросетей. Основным сейчас является комплексный проект строительства газовой и угольной генерации (см. карту). Речь идет о газовой ТЭС «Пеледуй» мощностью 456 МВт к 2026 году, стоимость этого проекта — 50 млрд руб., но потребуется провести газопровод длиной до 250 км. Также существует вариант строительства одного или двух угольных блоков Нерюнгринской ГРЭС мощностью по 215 МВт (36,6 млрд руб. за блок) и, наконец, угольной ТЭС возле порта Ванино на 260 МВт стоимостью 44,2 млрд руб. Кроме того, на Дальнем Востоке «РусГидро» будет строить новую газовую ТЭС в Артеме на 420 МВт, чью мощность также можно использовать для электрификации БАМа.
Финальная компоновка схемы энергоснабжения второго этапа расширения БАМа должна определиться в сентябре, говорят собеседники “Ъ”.
По словам одного из них, строить новую генерацию для Восточного полигона предлагается по механизму конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), разработанного для закрытия локальных энергодефицитов, а для станций на Дальнем Востоке — вероятно, за счет надбавки для оптового рынка.
Основными собственниками генерации в Сибири и на Дальнем Востоке, помимо «РусГидро», являются Сибирская генерирующая компания (СГК, входит в СУЭК Андрея Мельниченко) и «Евросибэнерго» (входит в En+). По данным “Ъ”, En+ предложила свой вариант энергоснабжения северобайкальского участка БАМа — строительство Тельмамской ГЭС мощностью 450 МВт на реке Мамакан. По предварительным оценкам, стоимость проекта En+ составит 50–55 млрд руб. Компания, отмечают собеседники “Ъ”, готова инвестировать свои средства, но просит вернуть их через аналог договоров на поставку мощности в течение 15 лет с доходностью 12%.
Проблемой этого проекта является возникающий дефицит мощности в Бодайбинском районе в период строительства ГЭС, замечает один из собеседников “Ъ”, поэтому для подстраховки туда могут быть временно переброшены мобильные установки (МГТЭС) мощностью 400 МВт.
В En+ от комментариев отказались. Источник в компании сообщил “Ъ”, что та направила свои предложения и считает проект Тельмамской ГЭС оптимальным с точки зрения покрытия перспективного потребления и расположения относительно потребителей. Будет ли проект компании выноситься на рассмотрение правительства, пока не ясно. В СУЭКе на запрос “Ъ” не ответили.
Для столь масштабного строительства новой генерации необходим дополнительный, помимо ОАО РЖД, спрос на электроэнергию со стороны промышленных потребителей прилежащих к БАМу регионов. Как считают в «Сообществе потребителей энергии», железнодорожная магистраль не обеспечивает устойчивую загрузку локальной генерации. Кроме этого, существует риск, что к моменту постройки электростанций объемы экспорта вернутся к текущей пропускной способности дороги, поэтому «предложение построить генерацию впрок, в отсутствие локальных базовых потребителей, интересно разве что энергетикам, чьи расходы с повышенной доходностью оплатят другие отрасли экономики», отмечают в ассоциации. По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», общая нагрузка на рынок при строительстве около 1,6 ГВт мощности в Сибири или на Дальнем Востоке составит около 40–45 млрд руб. ежегодных платежей за мощность, что приведет к росту конечного тарифа для потребителей примерно на 1%.