Дальний Восток подпитают ветром и солнцем
Определены параметры дополнительного отбора проектов ВИЭ в регионе
По данным “Ъ”, согласованы параметры для дополнительного отбора проектов ВИЭ на 2026–2028 годы, чтобы покрыть энергодефицит в 1,7 ГВт на Дальнем Востоке. Предлагается строительство СЭС мощностью 850 МВт, ВЭС — на 600 МВт, еще 250 МВт может обеспечить перенос отобранных ранее проектов из ОЭС Сибири. Требования к локализации регуляторы снижать не стали, что, по мнению некоторых участников рынка, ставит под вопрос окупаемость новых проектов. Аналитики считают, что более эффективным было бы строительство временной генерации на газовых турбинах или ТЭС.
Фото: Евгений Павленко, Коммерсантъ
Фото: Евгений Павленко, Коммерсантъ
Минэнерго определилось с параметрами дополнительного конкурсного отбора проектов ВИЭ на 2026–2028 годы. Это следует из проекта распоряжения правительства РФ (есть у “Ъ”). За счет отбора планируется покрыть прогнозируемый в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока дефицит в 1,7 ГВт. Квота для солнечных электростанций (СЭС) составит 850 МВт, для ветроэлектростанций (ВЭС) — 600 МВт. Еще 250 МВт придутся на отобранные проекты СЭС «Юнигрин Энерджи», которые компания перенесет из ОЭС Сибири.
Согласно проекту распоряжения правительства РФ, новые объекты генерации могут быть построены в Амурской области, Еврейской автономной области и Хабаровском крае, восточнее контролируемого сечения «ОЭС — Запад Амурэнерго» и западнее сечения «Переход через Амур». LCOE (одноставочная цена электроэнергии на весь период жизненного цикла технологии) для ВЭС на Дальнем Востоке будет в диапазоне 7,7–8,1 руб. за кВт•ч, для СЭС — 9,1–9,5 руб. за кВт•ч. Средний заявленный коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) у ВЭС должен составить 55%, у СЭС — 30%.
Требования по локализации оборудования остались прежними. Как указано в документе, степень локализации ВЭС должна соответствовать 87 баллам, СЭС — 110 баллам. Ранее этот вопрос поднимался в ходе совещания в Минэнерго 5 марта и, как следует из протокола (есть у “Ъ”), вызвал разногласия. Ассоциация развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) отмечала, что «Юнигрин Энерджи», «Росатом Возобновляемая энергия» и «Силовые машины» поддержали сохранение существующего уровня локализации, а «Форвард Энерго» и En+ выступили за смягчение или отмену требований.
Федор Опадчий, глава «Системного оператора», 21 марта:
ВИЭ как быстровозводимый и достаточно дешевый в сегодняшних условиях источник может быть решением дефицита электроэнергии на Дальнем Востоке
Строительство ВИЭ в РФ окупается за счет оптового энергорынка, который платит надбавку за мощность новых объектов. По расчетам «Совета рынка» (регулятор энергорынков), при реализации новых проектов ВИЭ для Дальнего Востока нагрузка на рынок составит 238,5 млрд руб. (в ценах 2021 года) до 2050 года. Поддержка проектов СЭС приведет к росту цен для потребителей второй ценовой зоны (Сибирь и Дальний Восток) оптового рынка не более чем на 2,25%, поддержка проектов ВЭС — на 1,97%.
В «Юнигрин Энерджи» сообщили “Ъ”, что перенос проектов СЭС мощностью 250 МВт увеличит затраты на их реализацию, но строительство электростанций большой мощности нивелирует рост издержек. В компании добавили, что в новых отборах для строительства ВИЭ-генерации на Дальнем Востоке планирует участвовать «Хевел». По данным СПАРК, в марте 54% «Хевел» получило АО «Партнер плюс», которое возглавляет гендиректор «Юнигрин Энерджи» Игорь Шахрай.
В Минэнерго сообщили “Ъ”, что дополнительный отбор ВИЭ планируется провести в ближайшее время. В регуляторе предлагают не менять требования по локализации, так как возможности российских инвесторов позволяют покрыть требуемые объемы. В «Совете рынка» сказали “Ъ”, что за задержку сроков начала поставки мощности новыми генерирующими объектами ВИЭ предусмотрены штрафные санкции. Директор АРВЭ Алексей Жихарев отметил, что покрытие дефицита в ОЭС Востока за счет СЭС или ВЭС будет быстрее и в разы дешевле, чем за счет новых ТЭС.
В «Сообществе потребителей энергии» полагают, что для покрытия энергодефицита на Дальнем Востоке важны три критерия: кратчайший срок, разумные деньги и высокая степень локализации. «Мы за приоритет первых двух, поскольку акцент на третьем приведет к неоправданным тратам, отсутствию конкуренции и ликвидации стратегических перспектив развития энергомашиностроения ВИЭ в регионе»,— заявляют в ассоциации.
В En+ сообщили “Ъ”, что рассматривают участие в конкурсных отборах ВИЭ на Дальнем Востоке, но предлагаемые объемы генерации не сделают организацию производства локализованного оборудования окупаемой. «Доставка крупногабаритного оборудования ВЭУ на Дальний Восток из центральной части России приведет к удорожанию строительства и, соответственно, к увеличению тарифа, что скажется на потребителе»,— говорят в En+. Там добавили, что приоритетный вариант для компании — использование в том числе импортного оборудования.
В «Росатом Возобновляемая энергия» заявили, что текущий уровень локализации обеспечит загрузку созданным производственным мощностям компании. В «Форвард Энерго» и Минпромторге не ответили на запрос “Ъ”.
Сергей Роженко из Kept считает, что эффект от строительства ВИЭ на Дальнем Востоке будет существенно ниже ожиданий. По его словам, 850 МВт СЭС и 600 МВт ВЭС снизит дефицит мощности в зимний период не более чем на 300–400 МВт. «Логика строительства СЭС выглядит еще менее однозначно, так как пик выработки солнечных станций совпадает с периодом половодья и избытка мощностей весной—летом»,— отмечает аналитик. По мнению господина Роженко, на Дальнем Востоке рациональнее было бы ускоренными темпами создавать мощности по тепловой или атомной генерации. Среди альтернатив — строительство временной генерации на газовых турбинах или на газово-поршневых установках, указывает эксперт.