Комплексный инвестиционный проект Создание энергетического моста «СИБИРЬ – УРАЛ – ЦЕНТР»

Комплексный инвестиционный проект
Создание энергетического моста
«СИБИРЬ – УРАЛ – ЦЕНТР»
Требуемая установленная мощность
Динамика спроса и «неопределившаяся» мощность.
Требуемая «неопределившаяся» мощность к 2030 г.
ОЭС Центра, ОЭС Урала
Потребность в установленной мощности
Определившаяся мощность
ОЭС Центра
2022
18,8 ГВт
2025
40,3 ГВт
2030
ОЭС Центра
Уже к 2022 году в ОЭС Центра и ОЭС Урала появляются
значительные
потребности в вводе конкретных объектов
80
генерации.
58.6424
57.5302
56.418
55.3058
54.1936
53.0814
52.0594
51.0374
50.0154
48.9934
47.9714
ОЭС Юга
3,5 ГВт
7,48 ГВт
ОЭС Средней Волги
ОЭС Урала
5,8 ГВт
20,4 ГВт
ОЭС Урала
80
60
ГВт
60
19,9 ГВт
ГВт
5,8ГВт
ОЭС Северо-Запада
40
40
20
20
0
0
52.974
51.8284
50.6828
49.5372
48.3916
47.246
45.9968
44.7476
43.4984
42.249241.
4
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Структура генерации и энергоресурсы
«Неопределившаяся» мощность
ОЭС Урала
3,6 ГВт
20,4 ГВт
9,9 ГВт
ОЭС Центра
2,2 ГВт
2021
ОЭС
Юга
ОЭС
Северо Запада
19,9 ГВт
8,9 ГВт
2025
ОЭС
Центра
ОЭС
Средней
Волги
ОЭС
Урала
ОЭС
Востока
2030
ОЭС
Сибири
Текущая потребность в топливе электростанций
европейской части РФ (в год)
Газ
Уголь
175
32
млн. куб. м.
млн. т.
Запасы природных ресурсов Сибири
Газ
2
трлн. куб. м.
Гидроресурсы
(площадки)
до 25
ГВт мощности
Бурый уголь
Каменный уголь
140
60
млрд. т.
млрд. т.
Большая часть энергетических ресурсов сосредоточена в Сибири, растущий спрос на них – в Европейской части России.
Повысить эффективность структуры топливно-энергетического баланса возможно с помощью сверхдальнего транзита
электроэнергии сверхвысокого напряжения.
5
Мировой опыт сверхдальних электропередач
СССР (Россия, Казахстан)
АС: 1150 кВ; 1900 км – экспл.
Япония
АС: 1100 кВ; 190 км – экспл.
Китай
Индия
Бразилия
Конго
DC: 12,6 ГВт; ± 600 кВ; 800 км – экспл.
3,15 ГВт; ± 600 кВ; 2500 км – экспл.
DC: ± 500 кВ;
1700 км – экспл.
Обозначения и сокращения:
АС – переменный ток
DC – постоянный ток
экспл. – введена в эксплуатацию
АС: 1000 кВ; 640 км – экспл.
DC: 26 ГВт; до ± 800 кВ – экспл.
6,4 ГВт; ± 800 кВ; 1980 км – экспл.
± 1000 кВ – в разработке
АС: 1200 кВ; строится
опытный участок
Мозамбик
DC: 1,92 ГВт; ± 500 кВ;
1456 км – экспл.
Мировой опыт свидетельствует о возможности сверхдальних передач электроэнергии сверхвысокого напряжения.
Наибольшее распространение в мире получил транзит электроэнергии на постоянном напряжении.
6
Перечень исходных данных
АЭС
Урал, Центр
ПГЭС
Центр
ПГЭС
Мощность, МВт
1 150
400
400
330
330
1 082
Удельные капвложения, руб./кВт
89 530
33 086
35 243
60 239
63 928
54 051
Удельные операционные затраты, руб./кВт
4 048
960
960
1 480
1 480
3 615
5
3
3
4
4
6
15
0,225
0,225
0,28
0,28
0
Показатель
Срок строительства, лет
Удельный расход
(для АЭС – топливная сост.), кг.у.т./кВт.ч.
КЭС уголь (СКП) КЭС уголь (СКП)
Урал
Сибирь
ГЭС
* В ценах 2010 года
Рост 2030/2010
Показатель (МЭР)
Инновационный сценарий
Энергозависимый сценарий
Инфляция (ИПЦ), среднегодовая
2,3
2,4
Рост оптовых цен газа для всех категорий
потребителей, кроме населения
5,0
6,9
Рост цен приобретения на уголь энергетический
2,5
2,6
10
Картосхема Проекта на переменном токе 1150 кВ
ОЭС Центра
(зона спроса)
Сибирь - Урал
Протяженность, км
Мощность 1 линии, МВт
Капиталовложения млн. руб. 2010 г. (с НДС)
Постоянные затраты млн. руб. 2010 г./год (с НДС)
Капиталовложения/км, млн руб. 2010 г. (с НДС)
Сибирь - Центр
Протяженность, км
Мощность 1 линии, МВт
Капиталовложения млн. руб. 2010 г. (с НДС)
Постоянные затраты млн. руб. 2010 г./год (с НДС)
Капиталовложения/км, млн руб. 2010 г. (с НДС)
ОЭС Северо-Запада
2 076
5 200
94 292
515
45
3 506
5 200
154 082
832
43
Тамбов
ОЭС Юга
ОЭС
Средней
Волги
Существующие
на 01.01.2012
ОЭС Урала
(зона спроса)
Участок
Сибирь - Урал
Участок
Урал - Центр
ПС
Челябинск
ВЛ
Итат
ОЭС Сибири
Казахстан
11
Картосхема Проекта на постоянном токе 1500 кВ
ОЭС Центра
(зона спроса)
ОЭС Северо-Запада
Тамбов
ОЭС Юга
ОЭС
Средней
Волги
Сибирь - Урал
Протяженность, км
Мощность 1 линии, МВт
Капиталовложения млн. руб. 2010 г. (с НДС)
Постоянные затраты млн. руб. 2010 г./год (с НДС)
Капиталовложения/км, млн руб. 2010 г. (с НДС)
Сибирь - Центр
Протяженность, км
Мощность 1 линии, МВт
Капиталовложения млн. руб. 2010 г. (с НДС)
Постоянные затраты млн. руб. 2010 г./год (с НДС)
Капиталовложения/км, млн руб. 2010 г. (с НДС)
2 076
5 170
131 998
824
64
3 506
5 170
160 992
863
46
Участок
Участок
Сибирь - Урал Сибирь - Центр
ОЭС Урала
(зона спроса)
ПС
Челябинск
ВЛ
Итат
ОЭС Сибири
12
Вариант реализации энергетического «моста» через
Республику Казахстан
Затраты на реализацию энергетического
моста Сибирь – Урал через республику
Казахстан на 28% меньше строительства
новой линии по территории РФ.
Для сооружения ветки Энергомоста через
республику
Казахстан
необходимо
сформировать схему партнерства.
Риски
сооружения
линии
через
Казахстан:
• Автономный оператор линии на
территории РК.
• Финансирование
объектов
на
территории другого государства.
Затраты на сооружение – 69,6 млрд. руб., из них:
• 12,7 млрд. руб. - восстановление существующей высоковольтной линии
• 56,9 млрд. руб. – строительство новых подстанций.
в ценах 2010 года, с НДС
21
Удельные дисконтированные затраты на поставку
электроэнергииОЭС Урала
Размещение
угольных КЭС в ОЭС
Центра не
рассматривается
(вводы
отсутствуют в
ГенСхеме)
400
300
178.8776
Коп./кВт.ч.
174.4937174.4937
149.3232
200
100
174
174.4937
149
138.657 139.502 135.3927135.7321145.5633145.9028
178.8776
139
139.502
25
25
35
35
110
110.5729
110
110.5729
0
АЭС
ПГЭС
Изменение
сценария
социальноэкономического
развития
России
оказывает
слабое
влияние
на
генерация
себестоимость поставки электроэнергии из
Сибири. Проект Энергомоста является
менее рисковым вариантом развития
электроэнергетики России.
передача
Энергомост
КЭС
из Сибири
Энергомост
переменный
из Сибири
ток постоянный ток
ОЭС Центра
500
Коп./кВт.ч.
400
300
200
100
195.9936
174.4937174.4937161.8418
174
174.4937
162
0
АЭС
ПГЭС
195.9936
152.6412152.9911150.9184151.2579
42
42
41
41
110 110.5729 110 110.5729
0.
0.
Энергомост
КЭС
из Сибири
Энергомост
переменный
из Сибири
ток постоянный ток
Инновационный сценарий
Энергозависимый сценарий
передача
генерация
Поставка электроэнергии из
Сибири предпочтительна по сравнению
со всеми вариантами генерации на месте.
Проект максимально эффективен при
строительстве Энергомоста до ОЭС
Центра как альтернатива газовым и
атомным электростанциям.
В ценах 2010 г., без НДС
13
Эффект от замещения оборудования в ОЭС Центра
Инновационный сценарий
Угольная
генерация в
Сибири и
Энергомост в
Центр
180
122
122
900
Млрд. руб.
145
1200
600
300
96
0
96
В
таблице
приведена
усредненная
за
рассматриваемый
период
себестоимость
поставки
электроэнергии в ОЭС Центра.
Значительный
общесистемный эффект для
экономики от изменения
сценария ГенСхемы в пользу
Энергомоста появляется уже к
2030 году.
900
600
300
0
2020 - 2025
2025 - 2030
после 2030
2020 - 2025
1200
1125
800
750
400
0
2025 - 2030
после 2030
Сравнение с ПГУ
Сравнение с ПГУ
Млрд. руб.
АЭС в Центре
En
Сравнение с АЭС
1200
Млрд. руб.
ПГУ в Центре
Inn
Сравнение с АЭС
Млрд. руб
Оборудование
Средняя
себестоимость
производства,
коп./кВт
Энергозависимый сценарий
375
0
-400
-375
2020 - 2025
2025 - 2030
после 2030
номинальный эффект
дисконтированный эффект
2020 - 2025
2025 - 2030
после 2030
номинальный эффект
дисконтированный эффект
Накопленный экономический эффект от реализации одной линии проекта энергомоста составляет до 1 трлн. руб. в ценах
2010 г. без НДС при замещении парогазовых электростанций.
15
Прогноз стоимости электрической энергии
ОЭС Центра
ОЭС Урала
200
190.
100
142.5
коп./кВт.ч.*
коп./кВт.ч.*
150
50
0
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Одноставочный тариф, расчет по сценар
Одноставочный тариф инновационный
Одноставочный тариф энергозависимы
Средняя себестоимость поставки из Сиб
Средняя себестоимость поставки из Сиб
95.
47.5
0.
* В ценах 2010 года
Прогноз цены на электроэнергию и мощность приведен из прогноза социально-экономического развития России, подготовленного
МЭР РФ а также из сценарных условий развития электроэнергетики до 2030 г.
Рентабельность Сибирской генерации с поставкой на Урал электроэнергии на переменном токе составляет 57-71% , с поставкой в
Центр – 57-82%.
При строительстве Энергомоста на постоянном токе рентабельность генерации с поставкой электроэнергии на Урал в составит 4558%., с поставкой в Центр – 54-78%.
16
Структура комплексного проекта
Инвестиции частного бизнеса
Бюджетные инвестиции
909,8
271,3
млрд. руб.
млрд. руб.
в т.ч.: генерация (ТЭС и ГЭС) – 874,2 млрд. руб.,
угледобыча (18,5 млн. т/год) – 35,6 млрд. руб.
в т.ч.: федеральный бюджет – _____ млрд. руб.,
ОАО «ФСК ЕЭС» – _____ млрд. руб.,
77%
23%
в ценах 2010 года с НДС
24
Возможные схемы финансирования Энергомоста
Схема 1
Схема 2
Проектирование и строительство объектов государственной собственности Российской Федерации в
рамках реализации федеральной целевой программы «Создание электрического транзита
ультравысокого напряжения в Российской Федерации до 2025 года», утверждаемой распоряжением
Правительства РФ.
Проектирование и строительство объектов государственной собственности Российской Федерации в
рамках реализации Комплексного инвестиционного проекта, реализуемого при государственной
поддержке за счет бюджетных ассигнований Инвестиционного фонда РФ (п. 10а Правил*).
Схема 3
Направление бюджетных ассигнований Инвестиционного фонда РФ в уставный капитал открытого
акционерного общества «Специальная Проектная Компания», в том числе путем участия в его
учреждении (п.10г Правил*).
Схема 4
Концессионное соглашение, заключаемое в соответствии с Федеральным законом №115-ФЗ от
21.07.2005 г. «О концессионных соглашениях» и предусматривающее софинансирование строительства
объекта концессии (объект государственной собственности Российской Федерации) за счет бюджетных
ассигнований Инвестиционного фонда РФ (п. 10а Правил*).
Схема 5
Соглашение о государственно-частном партнерстве, заключаемое в соответствии с Гражданском
кодексом Российской Федерации и предусматривающее обязательства Инфраструктурного инвестора по
строительству объектов инфраструктуры, и обязательства Правительства РФ по оплате построенных
объектов инфраструктуры.
* Правила формирования и использования бюджетных ассигнований Инвестиционного фонда РФ, утвержденные
постановлением Правительства РФ от 31.12.2009г. №1189.
26
Показатели эффективности комплексного проекта
Финансовая эффективность
Чистый дисконтированный доход (NPV)
Внутренняя норма доходности (IRR)
Срок окупаемости дисконтированный (DBP)
Без господдержки
-63 658млн. руб.
С господдержкой
188 372 млн. руб.
9,8%
(WACC = 10,6%)
10,2%
(WACC = 8,3%)
не окупается
31 год
Бюджетная эффективность
50,000
краевые и местные налоги
федеральные налоги
налоговые поступления, млн. руб.
25,000
млрд. руб.
0
-25,000
млрд. руб.
PIв (индекс бюджетной эффективности)
-50,000
= 2,98
2013
2014 2015 2016
2017 2018
2019
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
бюджетные
инвестиции,
млн.
руб.
Макроэкономическая эффективность
Интегральный индикатор экономической эффективности (ЭТ)**
= 0,033% (более 0,01%)
Показатель макроэкономической эффективности инвестиций (PIgdp) = 2,1
*за 30 лет, **расчет относительно ВВП
43