Анализ, заказанный Министерством климата, был подготовлен датской консалтинговой компанией EA Energy на основе модели европейского рынка электроэнергии. Модель должна была спрогнозировать биржевые цены на электроэнергию в Эстонии после завершения строительства различных крупных объектов, таких как атомная электростанция, гидроаккумулирующая электростанция или новые трансграничные линии электропередачи.

EA Energy рассчитала прогнозную биржевую цену на электроэнергию на основе этой модели с учетом сборов за возобновляемую энергию и резервные мощности для балансировки системы до 2050 года, но не рассматривала конечную цену для потребителей, которая отражается в счетах за электроэнергию вместе с сетевой платой. Вместо этого внимание было сосредоточено на том, насколько легко новые энергетические объекты смогут зарабатывать деньги на рынке и какой объем государственных вложений им потребуется.

Советник Министерства климата Эйнар Кизель сообщил ERR, что, среди прочего, исследование показало, что уже через десять лет электроэнергия на бирже в Финляндии может стать дороже, чем в Эстонии.

"В Финляндии появится довольно много дата-центров, которые уже находятся в стадии строительства, а также новые промышленные предприятия. На самом деле это результат очень низких цен на электроэнергию (в Финляндии - ред.): при желании создать новые энергоемкие предприятия сейчас в основном смотрят в сторону Финляндии и Швеции", - сказал Кизель.

При этом более высокая прогнозная биржевая цена в Финляндии вызывает вопрос, насколько разумно строить между Эстонией и Финляндией новую линию электропередачи Estlink 3 стоимостью полмиллиарда евро. Если электроэнергия в Финляндии будет дороже, новый кабель скорее приведет к росту цен в Эстонии.

"То есть можно сделать и так, что если эти инвестиции не нужны, то за счет этого можно снизить сетевую плату", - отметил Кизель.

Государство пока не будет принимать решения о необходимости Estlink 3. Кизель пояснил, что к середине 2027 года системный оператор Elering проведет более тщательный анализ рынка, и только после этого будет принято решение о целесообразности строительства этого энергокабеля.

Исследование, заказанное Министерством климата, также показало, что строительство атомной электростанции в Эстонии может оказаться вовсе не столь целесообразным при условии, что ее стоимость окажется такой же, как и при строительстве предыдущих АЭС.

Датские аналитики при оценке стоимости малого модульного реактора взяли за основу ту цену, по которой аналогичные реакторы были построены в Китае и России. Если модульный реактор в Эстонии обойдется в аналогичную цену, то биржевая стоимость электроэнергии, согласно модели, составила бы около 90 евро за мегаватт-час. При этом в прошлом году средняя цена биржевой электроэнергии в Эстонии составляла около 80 евро за мегаватт-час.

Таким образом, строительство АЭС было бы относительно дорогостоящим, отметил Кизель.

"Да, для нашего рынка она дорогая. Если посмотреть, где сейчас строят АЭС, например, в Великобритании в Хинкли-Пойнт, то там рыночная цена [электроэнергии] в среднем составляет около 150 евро за мегаватт-час. Очевидно, что там для такой АЭС есть место. Наша рыночная цена сейчас составляет 80, и для этого рынка она не так хорошо подходит", - сказал советник минклимата.

Кизель: даже чуть более дорогая АЭС может оказаться нерентабельной

Проект мини-АЭС, разрабатываемый компанией Fermi Energia, предполагает использование не модульных реакторов из Китая или России, а канадских технологий.

В заказанном минклимата исследовании исходили из стоимости 600-мегаваттной АЭС примерно в шесть миллиардов евро, но в Fermi Energia утверждают, что затраты составят четыре миллиарда евро, то есть на треть меньше.

По словам Кизеля, Fermi Energia не учитывает в расчетах стоимость окончательного захоронения отходов, которое обойдется как минимум в полмиллиарда евро.

"(Fermi Energia - ред.) исходит из того, что эти реакторы будут дешевле, но на данный момент нет никакого стопроцентного подтверждения этому. Поэтому датчане и взяли за основу ту стоимость, которая на данный момент является реально доступным наилучшим знанием в мире. Из этого следует, что если мы хотим построить АЭС мощностью 600 МВт, то для обеспечения денежного потока инвесторам придется выплачивать довольно большую субсидию, чтобы эта инвестиция вообще была сделана", - сказал советник Министерства климата.

Кизель пояснил, что если атомная станция действительно обойдется в 4-4,5 млрд евро, как обещает Fermi Energia, то она будет конкурентоспособна на рынке. Если же ее стоимость составит хотя бы пять миллиардов евро, то она уже может не вписаться в рынок. В таком случае судьба станции будет зависеть от того, сколько электроэнергии потребляется в Эстонии - чем больше, тем лучше для атомной станции.

Госгарантии для крупных проектов упростят финансирование

По словам Кизеля, реализация крупных энергетических проектов, таких как морские ветряные электростанции, гидроаккумулирующие или атомные электростанции, также сдерживается кредитной политикой.

В настоящее время финансовые учреждения предоставляют кредиты на долгосрочные проекты сроком на 15-25 лет. Однако для крупных объектов, срок эксплуатации которых превышает полвека, этот период является слишком коротким, в результате чего проценты по кредиту и затраты на капитал становятся неоправданно высокими. Раньше банки выдавали, например, атомным электростанциям кредиты сроком до 40 лет, но на сегодняшнем рынке таких предложений нет.

Для улучшения этой ситуации Министерство климата ведет переговоры с банками о создании новых финансовых инструментов, например, с учетом государственных гарантий. Цель состоит в том, чтобы сделать условия кредитования более выгодными, снизив себестоимость энергетических проектов и сократив затраты на капитал. По словам Кизеля, при увеличении сроков кредитов также значительно снизится потребность крупных проектов в государственной поддержке.

"Новое решение в области финансовых мер должно помочь вывести эти проекты на рынок с меньшими затратами, чтобы потребитель не был вынужден доплачивать слишком много в первые годы", - сказал он.

Мощная ГАЭС может не окупиться на спотовом рынке

По словам Кизеля, исследование также показало, что гидроаккумулирующая электростанция (ГАЭС), планируемая в Палдиски, была бы слишком мощной, чтобы окупиться на спотовом рынке.

"Инвестиции, которые туда придется сделать, настолько повысят затраты на капитал, что их будет трудно окупить. Если посмотреть на то, как мало она на самом деле будет попадать на рынок "на сутки вперед", то с такими доходами она не сможет выполнить свой бизнес-план", - сказал Кизель.

Советник минклимата отметил, что в исследовании все же не учитывается рынок резервных мощностей для балансировки системы, который на самом деле должен приносить основной доход такой станции. "Сложно оценить, сколько они смогут зарабатывать на этом", - сказал он.

Кроме того, следует учитывать, что датчане при моделировании учитывали только завершившийся прошлой осенью тендер Elering на управляемые электростанции, то есть газовые электростанции. Согласно этому тендеру, новые станции, например, строящаяся в Нарве 100-мегаваттная газовая электростанция, должны быть готовы к концу 2027 года.

Однако Elering планирует через несколько лет провести еще один тендер на газовые электростанции. Кизель отметил, что если на рынок выйдет еще больше газовых электростанций, то загрузка ГАЭС также снизится.

Elering и Taltech создают аналогичные средства для анализа

Сейчас Министерство климата заказало исследование у датской фирмы, но в будущем аналогичные аналитические возможности должны появиться и в Эстонии: специалисты Elering и Taltech создают новую расчетную модель, которая сможет оценивать прямые затраты конечного потребителя с учетом сетевой платы и сбора за резервирование генерирующих мощностей для балансировки системы.

По словам Кизеля, новая расчетная модель специалистов Elering и Таллиннского технического университета должна быть готова примерно через полтора года, то есть через полгода после очередных выборов в Рийгикогу.