Минэнерго завершило разработку проекта программы модернизации старых ТЭС стоимостью до 1,35 трлн руб. Ограничение по непревышению роста тарифа над уровнем инфляции позволит ежегодно модернизировать до 4 ГВт мощности, но в отдельных случаях эта квота может снижаться. Проект постановления позволит генкомпаниям на 20% увеличивать траты на неосновные работы. А модернизация ТЭС на Дальнем Востоке будет идти за счет отдельной инвестнадбавки. Против принятия этого механизма и по сути задваивания платежей за капремонты протестуют крупные потребители.
Во вторник Минэнерго разместило финальную версию проекта модернизации старых ТЭС стоимостью до 1,35 трлн руб. Исправленная версия содержит больше конкретики (четко очерчивает условия проведения отборов, сроки проведения модернизации и пр.), но в целом несущественно отличается от драфта проекта (см. “Ъ” от 4 июня). Первый отбор проектов модернизации ТЭС должен пройти уже до 1 ноября с началом поставки мощности в 2022–2024 годах, последние вводы модернизируемых объектов ограничены 2031 годом.
Программа модернизации, о которой идет речь, в целом была одобрена президентом в ноябре 2017 года, ее объем был оценен в 1,35 трлн руб., но затем вырос до 3,5 трлн руб. до 2035 года (с АЭС, зеленой энергетикой, удаленными районами и т. д.). Оплачиваться программа будет за счет повышенных платежей потребителей, чьи средства «высвобождаются» после завершения обязательных инвестпрограмм крупной генерации с начала 2020 годов, но рост тарифа должен быть ограничен уровнем инфляции. Также Минэнерго предлагает дополнительно направить на модернизацию 786 млрд руб. для того, чтобы повысить цену конкурентных отборов «старой» мощности (КОМ).
Средняя квота по объему мощности будет составлять 4 ГВт в год: 3,2 ГВт для европейской части РФ и 0,8 ГВт для Сибири. Из-за инфляционных ограничений квота будет снижена только для 2022 года: 2,4 ГВт для первой ценовой зоны, 0,6 ГВт — для второй, при этом оплачиваться эта мощность будет также в меньшем размере — по заявленному OPEX .
Итоговый проект постановления предусматривает дополнительную опцию для генкомпаний — возможность увеличить CAPEX всех работ на 20% для замены неосновного геноборудования (паропровод, дымовая труба, градирня, что также должно укладываться в инфляцию).
В Минэнерго пояснили, что при текущем уровне доходности государственных ценных бумаг фактическая доходность по проектам составила бы 10–11%, «снижение волатильности финансового сектора будет дополнительно снижать уровень доходности проектов модернизации», считают в ведомстве.
Документ также впервые содержит конкретику по финансированию модернизации на Дальнем Востоке (местной генерацией управляет «РусГидро») — для этого для оптового энергорынка будет введена специальная инвестнадбавка, аналогичная той, которая действует для снижения энерготарифов в регионе до среднероссийского уровня.
Перечень прошедших рыночный отбор объектов модернизации может дополняться в ручном режиме — до 10% к мощности может добавлять правкомиссия по электроэнергетике (речь идет о проектах, важных для энергосистемы, но не соответствующих критериям отбора,— оборудование старше 40 лет, с высокой востребованностью в энергосистеме). Срок оплаты мощности по инвестконтрактам составит 15 лет. Срок модернизации — не более трех лет.
Уже в 2018 году Минэнерго предлагает перевести конкурентный отбор старой мощности на шестилетний цикл и дать рынку рост цен. В нынешнем году пройдет КОМ сразу на 2022–2024 годы (цену доиндексируют на 6 п.п. в 2022 году, на 7 п.п.— в 2023 и 2024 годах), в 2019 году — на 2025 год (индексация вернется к уровню инфляции).
Директор Сообщества потребителей энергии Василий Киселев считает, что вместо механизма привлечения инвестиций на модернизацию предлагается оплачивать через нерыночные ДПМ банальные капремонты старых неэффективных энергоблоков, которые и так уже оплачиваются. «Подобное задвоение вкупе с планируемой индексацией платежей на 20% сверх инфляции приведет к необратимым негативным последствиям в первую очередь для самой энергетики»,— считает он.
Источник: www.kommersant.ru