Последние новости промышленности

Прoeктoм прoгрaммы стoимoстью oт 1,35 трлн рублeй предусматривается обновление до 4 ГВт мощности ежегодно. При этом предполагается установка 90% российского оборудования, норму доходности предлагается установить на уровне 14%. Возврат инвестиций предусмотрен за счет повышенных платежей потребителей. Параллельно Минэнерго намерено на 20% доиндексировать цену «старой» мощности к 2025 году, что даст дополнительный источник доходов генерации.

МОСКВА, 4 июня (BigpowerNews) — Первый отбор проектов модернизации ТЭС
должен пройти уже до 1 ноября с началом поставки мощности в 2022−2024 годах,
ежегодная квота составит 3,2 ГВт для европейской части РФ и 0,8 ГВт для Сибири,
следует из подготовленного Минэнерго проекта постановления правительства,
сообщает «Коммерсан». Министерство долго согласовывало параметры с
генкомпаниями, Последнее совещание, по информации газеты, прошло у замминистра
Вячеслава Кравченко 31 мая. В ФАС и Минэкономики изданию сообщили, что документ
не поступал, а в Минэнерго заявили лишь, что документ будет опубликован «в
ближайшее время». По данным «Коммерсант», это может произойти на этой
неделе.

В проекте указан порог локализации оборудования для модернизации в 90%.
Основной объем, как ожидается, будет закрыт паросиловым оборудованием,
технологии которого в РФ есть. Сложности могут быть с мощными газовыми
турбинами. Здесь есть два сценария: наращивать локализацию технологий Siemens
или GE, на чем настаивала крупная генерация (например, «Газпром
энергохолдинг»), но иностранные производители пока о таких планах не заявляли,
либо разработать технологии. Владелец «Силовых машин» Алексей Мордашов, как
сообщалось ранее, просил Минэнерго гарантировать компании сбыт в 48 турбин (65
и 170 МВт) в рамках модернизации. Компания также просила 7,5 млрд рублей из
бюджета, столько же «Силмаш» планировала привлечь за счет облигаций, напоминает
«Коммерсант».

Если проект будет принят, генкомпании по программе получат ту же доходность
в 14%, что и по завершившейся программе строительства новых блоков в рамках
договоров на поставку мощности (ДПМ). По этому вопросу велись основные споры,
утверждают источники газеты, победила позиция генерации. Но считать параметр
будут по методике, привязанной к кривой бескупонной доходности ОФЗ (КБД,
зарегистрирована приказом Минюста 28 мая), что несколько снизит уровень
прибыльности. До сих пор доходность ДПМ считали по выборке ОФЗ (срок до
погашения 7−11 лет, переменная ставка — 11,44%, ликвидность и т. д.), что
взвешивало неоднородные и немногочисленные финансовые инструменты. При КБД
расчет упрощается.

Перечень объектов модернизации будет определять не только рыночный отбор по
цене, до 10% от мощностей, прошедших конкурс, выберет правкомиссия по
электроэнергетике (речь идет о проектах, важных для энергосистемы). На практике
это «расшатает механизм и навредит программе, в отбор будет вмешиваться,
например, руководство регионов», уверен один из участников рынка, слова
которого приводит издание. Цена отборов ограничена сверху и снизу (price cap и
price floor). Срок оплаты мощности по инвестконтрактам составит 15 лет.

При этом турбины, претендующие на оплаченную модернизацию, должны отработать
от 100 тыс. (более 500 МВт) до 270 тыс. часов (менее 50 МВт), котлы должны быть
старше 40 лет, есть норматив по востребованности (время работы на рынке). Штраф
за опоздание со вводом составит 25% от разницы между ожидаемым платежом для
модернизируемой генерации и ставкой на рынке.

При этом уже в 2018 году Минэнерго предлагает перевести конкурентный отбор
старой мощности на шестилетний цикл и гарантировать рост цен. В этом году
пройдет КОМ сразу на 2022−2024 годы, в 2019 году — на 2025 год, цену будут
доиндексировать на 5%, а с 2020 года индексация вернется к уровню инфляции.

Глава «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев отмечает, что в
предложениях Минэнерго нет механизма привлечения инвестиций, деньги снова
отбирают у потребителей: «Вместо повышения эффективности производства
электроэнергии экономика будет фактически дважды — в текущих платежах и через
ДПМ — оплачивать капремонты старых блоков». В «Совете производителей энергии»
проект не комментировали.

Шестилетний КОМ, по словам Натальи Пороховой из АКРА, в целом соразмерен с
длительностью инвестцикла, в 2024 году цена старой мощности для первой ценовой
зоны (европейская часть страны и Урал) может сложиться на уровне 192 тыс. руб.
за 1 МВт в месяц, для второй (Сибирь) — 269 тыс. руб. На КОМ на 2021 год эти
цены — 134,4 тыс. руб. и 225,3 тыс. руб. соответственно. Также эксперт находит
странной пропорцию распределения модернизации между ценовыми зонами в 80:20 —
это соотношение, например, в выработке, но не в мощности ТЭС, пишет
«Коммерсант».

Комментарии закрыты.