Как выяснил “Ъ”, 24 октября на совещании у вице-премьера Дмитрия Козака будет обсуждаться скорректированный вариант программы модернизации старых ТЭС стоимостью до 1,4 трлн руб. Теперь Минэнерго предложило резко повысить возвращаемые с энергорынка инвестиции энергокомпаний в станции меньшей мощности. Также ведомство отказалось учитывать большую часть поправок промышленного лобби, которое просило снизить платежи потребителей электроэнергии. Минпромторг же не стал смягчать требования к производителям энергооборудования, сохранив требование полной локализации газовых турбин в России к 2021 году.
“Ъ” ознакомился с очередным вариантом проекта постановления правительства о программе модернизации старых ТЭС стоимостью до 1,4 трлн руб., подготовленным Минэнерго. Документ разослали участникам накануне совещания у вице-премьера Дмитрия Козака, назначенного на 24 октября. Совещание, впрочем, по данным “Ъ”, не является согласительным, проект постановления будут еще обсуждать в правительстве.
Программа модернизации тепловой генерации обсуждается с 2017 года. Предполагается, что на конкурсах будет отобрано до 40 ГВт мощности, затраты энергокомпаний на модернизацию будут оплачены потребителями оптового энергорынка за счет более высоких платежей за мощность.
В новом варианте проекта вводится градация по уровню удельного CAPEX: чем больше мощность модернизируемой ТЭС, тем ожидаемо ниже капзатраты на единицу мощности (подобная градация действовала и в программе строительства новой генерации в 2000–2010 годах). Так, для угольных ТЭС мощностью менее 90 МВт вводится довольно высокая планка в 89,5 тыс. руб. за кВт. При мощности до 400 МВт CAPEX будет рассчитываться по формуле, вводящей дифференциальную зависимость от мощности, для угольной генерации свыше 400 МВт потолок предельного CAPEX составит 54 тыс. руб. за кВт. Для газовых ТЭС мощностью ниже 90 МВт базовый CAPEX установили на уровне 45 тыс. руб. за кВт, свыше 300 МВт — 31,67 тыс. руб. за кВт, в промежутке от 90 до 300 МВт — CAPEX также вычисляется по формуле.
По сути, такая дифференциация может привести к увеличению стоимости модернизации угольных ТЭС Сибири, где ключевым бенефициаром такой генерации является Сибирская генерирующая компания (входит в СУЭК Андрея Мельниченко). Как говорят источники “Ъ” на энергорынке, это поднимет потолок возвращаемых с рынка капзатрат для таких станций на 10–30%. В прошлом варианте документа предельный CAPEX для отбора инвестпроектов был фиксированным и составлял 54 тыс. руб. за кВт для угольных ТЭС, 33 тыс. руб. за кВт — для газовых.
Минэнерго в целом проигнорировало требования крупного промышленного лобби о пересмотре части параметров программы, например, сокращения сроков первого отбора с трех до одного года, дифференциации оплаты мощности ТЭС в зависимости от будущей фактической загрузки, учета в цене мощности допдоходов от продажи тепла и т. д. Об этом Дмитрия Козака в октябре просила, в частности, ассоциация «Русская сталь», замечания металлургов включили в протокол и поручили проработать, что вновь затормозило согласование программы. Замминистра энергетики Вячеслав Кравченко заявлял, что Минэнерго против идей промышленного лобби.
В итоге в документе учтено лишь замечание металлургов об оплате проектов модернизации в зависимости от загрузки станций: Минэнерго предлагает вводить повышающий коэффициент в случае, если фактический коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) станции ниже 60%. Собеседники “Ъ” на энергорынке называют эту меру скорее «декоративной», поскольку де-факто здесь отсутствует увязка платежа с будущей загрузкой.
Первый отбор модернизируемых объектов пройдет до 1 марта 2019 года и по-прежнему «залпом», то есть сразу на вводы 2022–2024 годов. Квота по отбору остается прежней — 4 ГВт мощности в год — 3,2 ГВт для европейской части РФ и Урала, 0,8 ГВт — для Сибири (исключение — 2022 год, на который будет отобрано только 3 ГВт). Но Минэнерго предлагает увеличить с 10% до 15% объем генерации, которая будет отбираться для модернизации без отборов, по решению правительственной комиссии. Это исключение сделали для проектов за пределами энергорынка (например, на Дальнем Востоке), а также для проектов, важных для энергосистемы. Норму доходности для возврата инвестиций Минэнерго предлагает оставить на уровне 14% с привязкой к доходности ОФЗ в 8,5%.
В то же время Минпромторг разместил на regulation.gov.ru жесткие требования к уровню локализации газовых турбин большой мощности (изменения в 719-е постановление правительства). Они не оставляют для иностранных машиностроителей — Siemens и GE — возможности для частичной локализации. Минпромторг требует передачи в РФ методик, патентов, ноу-хау на турбины. К 2022 году машиностроители смогут использовать лишь 10% иностранных комплектующих в цене машины, а с 2021 года в РФ должны производиться лопатки турбин, в том числе покрытие для них, и камеры сгорания (так называемая горячая часть). Это технологически самая сложная и самая дорогая часть газовой турбины. Производители оборудования, как правило, не делятся данной информацией и предпочитают, чтобы в рамках локализации данные узлы закупались у них.
Комментарии (0)