Старым станциям не ищут новых путей

Минэнерго сформулировало, как собирается проводить модернизацию старых электростанций стоимостью до 3,5 трлн руб. до 2035 года. По сути, концепция почти полностью повторяет схему привлечения инвестиций в генерацию в конце 2000-х годов. Основные отличия заключаются в критериях отбора, увеличении сроков окупаемости с 10 до 15 лет и ужесточении требований к локализации оборудования, пишет «Коммерсантъ».

В распоряжении издания оказался подготовленный Минэнерго доклад правительства Владимиру Путину, где содержатся предложения по механизму модернизации старых ТЭС — саму идею президент одобрил в ноябре 2017 года. Поручения о разработке механизма вышли в декабре.

Программа модернизации должна перезапустить обновление мощностей электростанций после завершившейся в 2015–2017 годах программы договоров на поставку мощности (ДПМ, гарантируют возврат инвестиций за счет повышенных платежей потребителей). Минэнерго предложило перенаправить «высвобождающиеся» в 2020-х годах платежи по ДПМ в обновление 40 ГВт ТЭС. В поручении президент потребовал также учесть модернизацию станций в удаленных регионах, зеленую генерацию, сети и поддержку АЭС, при этом вся конструкция не должна привести к росту энергоцен выше инфляции. К 1 марта надо было разработать механизм привлечения инвестиций, а к 1 мая — поправки к законам. Затраты на модернизацию Минэнерго оценивало в 3,5 трлн руб. до 2035 года.

Основное отличие от ранних предложений Минэнерго заключается в том, что ключевым критерием отбора станет не уровень инвестиций на единицу мощности модернизируемой генерации, а приведенная себестоимость электроэнергии (LCOE). Такой подход Минэнерго характеризует как «наименее затратный» и «наиболее эффективный с точки зрения потребителя».

В остальном механизм не содержит существенных отличий от старых инвестконтрактов. Затраты на модернизацию предлагается компенсировать по механизму ДПМ на 15 лет, если собственник ТЭС не уложился в сроки или не соблюдает требования по локализации — средства будут возвращены лишь частично. Однако механизм отбора инвестпроектов нельзя назвать полностью рыночным: основной перечень будет определяться на конкурсе, но окончательный список инвесторов может корректироваться в ручном режиме на правкомиссии по электроэнергетике. Чтобы попасть в список, станция должна иметь определенный уровень износа и при этом быть востребованной на рынке. Финансирование модернизации на Дальнем Востоке предлагается производить за счет перераспределения части нагрузки на потребителей оптового энергорынка.

Требования по локализации оборудования окажутся гораздо жестче, чем ожидалось. По словам замглавы Минэнерго Вячеслава Кравченко, ее глубина может быть 90% (эта цифра в докладе президенту не обозначена), и глубокая локализация позволит защитить сектор от возникновения новых санкционных ограничений. Он сказал, что проект постановления правительства по модернизации Минэнерго подготовит до конца недели.

Вместе с тем консалтинговая компания «Ламайер интернациональ рус» (структура немецкой инжиниринговой Lahmeyer International) уже предоставила «Совету рынка» (регулятор энергорынков) предварительные расчеты по типовой стоимости модернизации (зависят от набора опций, на которые инвестор будет претендовать в рамках отборов). Так, полная замена паросилового блока может обойтись в $440 (за 1 кВт), котла-утилизатора — $190, паросиловой турбины — $200, генератора — $40. В «Совете рынка» пояснили, что работа «Ламайер» еще не принята регулятором, завершение намечено на конец августа.

Наталья Порохова из АКРА отмечает, что затраты на модернизацию очень индивидуальны, исходя из расчета «Ламайер», модернизация обойдется в пять раз дешевле нового строительства, тариф ДПМ при этом составит около 220 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» говорит, что эти типовые расчеты оказались несколько ниже мирового уровня, но, учитывая наличие локальных производителей и эффект девальвации, «выглядят достижимыми при рациональном проектном менеджменте».

Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев отмечает, что утвержденная Минэнерго схема и программа развития ЕЭС подтвердили сохранение колоссальных избытков мощности на горизонте ближайших семи лет, поэтому никаких срочных решений по модернизации не требуется: «Минэнерго по инерции продолжает настаивать на дорогостоящих нерыночных ДПМ, хотя есть все условия для постепенной модернизации генерации исключительно через рыночные механизмы».