Россия и Казахстан намерены возродить советский мегапроект строительства энергомоста Сибирь--Казахстан--Урал на основе сверхвысоковольтной ЛЭП 1150 кВ протяженностью 1900 км. Главным идеологом выступает En+ Олега Дерипаски, заинтересованная как в энергорынке европейской части России для проектов в рамках СП с китайской Yangtze Power, так и в развитии угольного бизнеса в Казахстане. Но техническое состояние линии не позволит в ближайшее время вывести ее на номинальную мощность, и непонятно, кто будет оплачивать инфраструктурный проект стоимостью 40 млн руб. за 1 км.
En+ Group Олега Дерипаски начала согласование проекта, который позволит увеличить перетоки между энергосистемами Сибири, Казахстана и Урала с сегодняшних 1,7 ГВт до 5 ГВт. Решение об анализе целесообразности увеличения пропускной способности сетей было принято в рамках ноябрьского заседания подкомиссии по сотрудничеству в области ТЭК межправкомиссии Россия--Казахстан. По итогам Минэнерго РФ было поручено сформировать рабочую группу с участием Федеральной сетевой компании (ФСК), "Системного оператора ЕЭС" (СО ЕЭС), "Интер РАО", Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) и En+, согласованные выводы которой по этому вопросу должны быть представлены Казахстану.
База для энергомоста уже существует — это проект, разработанный в 1980-х годах для передачи на Урал дешевой энергии сибирских электростанций, в том числе ГЭС Ангаро-Енисейского каскада и угольных ГРЭС Канско-Ачинского угольного бассейна.
В рамках проекта в 1985-1990 годах была построена ЛЭП Итат--Михайловский--Экибастуз--Кокчетав--Кустанай--Шагол (Челябинск) напряжением 1150 кВ, уникальная по классу напряжения для своего времени. Поскольку подстанции на 1150 кВ на российских концах линии — Шагол и Итатская — не были построены, участки Экибастуз--Итат и Кустанай--Шагол с самого начала работали на напряжении 500 кВ. Казахский участок Экибастуз--Кокчетав--Кустанай более двух лет работал на номинальном напряжении, однако потом было принято решение и их переключить на напряжение 500 кВ.
На казахском участке пять из восьми проводов сняты; на российских участках провод сохранен. В негодность пришло уникальное подстанционное оборудование 1150 кВ, изготовленное в 1981-1986 годах. Линия работает на напряжении 500 кВ. Она была задействована после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС в 2009 году для компенсации выпадения сибирских мощностей.
Энергомост нужен, чтобы увеличить перетоки между энергосистемами Сибири (энергоизбыточный регион с дешевой электроэнергией) и Центром России. Кроме того, говорит руководитель экспертно-аналитического центра ИНЭИ РАН Георгий Кутовой, энергомост позволил бы реализовать потенциал Канско-Ачинского и Экибастузского угольных бассейнов. Сейчас 85% в топливном балансе электростанций европейской части России занимает газ, вовлечение угольной энергетики в баланс позволило бы высвободить ресурсы "Газпрома" для поставки на внешние рынки, отмечает эксперт. Экономия газа может составить до 15 млрд кубометров в год. Также появляется возможность сократить перевозку ископаемого топлива на электростанции Урала и европейской части России.
Наибольший интерес к проекту пока проявила En+, представившая на рассмотрение Минэнерго проработанный в сотрудничестве с ГК "СетьСтройСервис" (ГК ССС) проект ТЗ на пред-ТЭО энергомоста. Интерес En+ объясняется несколькими факторами. В рамках СП с китайской Yangtze Power "Евросибэнерго" планирует ввести до 10 ГВт новых мощностей в Сибири. Пиковую мощность компании намереваются продавать в Китай, а по энергомосту могли бы направлять энергию и в европейскую часть России, где цены выше. Кроме того, "РУСАЛ" (контролируется En+) владеет 50% в угольном СП "Богатырь Комир", эксплуатирующем 8 из 12 участков Экибастузского месторождения. En+, говорят в группе, уже получены отзывы c индикацией заинтересованности в проекте от СУЭК, ФСК, НИИПТ (структура "СО ЕЭС"), "Э.Он Россия".
В ФСК поясняют, что готовы выступить экспертами при рассмотрении материалов пред-ТЭО. "Проект очень дорогой, и решение по его запуску должно быть тщательно проработано и взвешено,— говорят в компании.— О реализации каких-то конкретных мероприятий имеет смысл говорить только по результатам согласования пред-ТЭО".
Но пока неясно, кто будет нести расходы по проекту — даже по его ТЭО. En+ предлагает три варианта финансирования работ — НИОКР Минэнерго или Совета безопасности, инвестпрограмма ФСК или она же плюс софинансирование заинтересованных компаний (с последующим выделением энергомоста в отдельную компанию и конвертацией вкладов по финансированию ТЭО в доли участвующих сторон). А сам проект очень дорог: ГК ССС оценивает 1 км ЛЭП в 36-42 млн руб. С этой оценкой согласен заместитель гендиректора по проектированию ОАО "Энергостройинвест-Холдинг" Тагир Нигматулин. "Примерная стоимость 1 км ЛЭП-1150 составляет порядка 40 млн руб., ЛЭП напряжением 500 кВ стоит вдвое дешевле (порядка 20 млн руб. за 1 км), но позволяет передать в шесть раз меньшую мощность,— поясняет он.— Кроме того, ЛЭП-1150 дает возможность передавать энергию на расстояния до 3 тыс. км, тогда как передающие возможности ЛЭП-500 на расстоянии свыше 1000 км не оптимальны из-за возрастающих потерь. Стоимость 3 тыс. км ЛЭП-1150 с учетом подстанций может достичь 100-150 млрд руб.".
Компетенции, необходимые для строительства, пока сохранились, поясняет эксперт, хотя в последние десятилетия таких линий в России не возводили. В мировой практике ЛЭП сверхвысокого напряжения строят редко, они необходимы лишь для передачи энергии на большие расстояния в крупных энергосистемах. По мнению Георгия Кутового, строительство энергомоста может на начальном этапе послужить физической основой для формирования Евразийского межгосударственного оптового рынка электроэнергии в рамках ЕЭП.
Источник, знакомый с ситуацией, говорит, что проблема этого проекта — не только высокая стоимость, но и незаинтересованность в нем эксплуатантов, в первую очередь казахстанской KEGOC, которая сейчас закладывает обслуживание ЛЭП в тариф, а в эксплуатации она на половинном напряжении сверхнадежна, поскольку строилась под существенно более строгие требования.