Модернизация по-дальневосточному

Сроки сдвигаются, параметры остаются

Минэнерго завершило процесс публичного обсуждения нормативной базы для программы модернизации отечественной теплоэнергетики ориентировочной стоимостью более 2,1 трлн рублей и направило отредактированный вариант на согласование в федеральные органы исполнительной власти (ФОИВ), рассказал 31 июля заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко. Сроки запуска программы будут незначительно скорректированы: ранее предполагалось, что сбор заявок генераторов на модернизацию должен был завершиться до конца октября; теперь отбор перенесён на ноябрь, а конкурентный отбор мощности (КОМ) пройдёт в декабре.

– Мы отправили на согласование федеральным органам власти проект постановления по модернизации. На следующей неделе начнём с коллегами более плотно работать. Планируем в соответствии с поручением (вице-премьера РФ Дмитрия – ред.) Козака к 15 августа документ представить в правительство… Мы сдвигаем КОМ на декабрь, модернизацию будем проводить в ноябре перед КОМ, – сообщил Вячеслав Кравченко.

Провести модернизационный отбор первым необходимо для того, чтобы исключить отобранные проекты из КОМ на 2022-2024 годы.

В целом, ключевые параметры программы не претерпели существенных изменений. Первый отбор проектов будет залповым: для модернизации в 2022-2024 годах планируется отобрать суммарно 11 ГВт мощностей (в первый год – 3 ГВт, затем – по 4 ГВт). Квота 1 ЦЗ от этого объёма составит 80%, 2 ЦЗ – 20%; критерием отбора станет приведённая цена одноставочного тарифа (LCOE, стоимость электроэнергии в расчёте на срок работы мощностей с учётом инвестиций). Программа модернизации предусматривает два обязательных мероприятия: замену котельного и/или турбинного оборудования. Дополнительными опциями могут стать замена корпусов, градирен, труб, систем фильтрации и топливоподачи (для угольных станций), рассказал Вячеслав Кравченко.

Машиностроители проявляют оптимизм

В ходе общественного обсуждения Минэнерго получило ряд предложений, в том числе от генераторов и потребителей, часть замечаний была учтена в ходе корректировки документа, сообщил Вячеслав Кравченко. В частности, в проект добавлены нормы о минимизации штрафов для отечественного оборудования парогазовых блоков и двухлетнем периоде, в рамках которого энергокомпании смогут без санкций сдвигать сроки ввода этих блоков после модернизации. В скорректированном документе сохранилось положение о минимальном уровне локализации в 90%, но методика его расчёта находится в компетенции Минпромторга, пояснил замглавы Минэнерго.

– Мы заложили определённые преференции для инвесторов, использующих отечественное оборудование, относящееся к газовым турбинам... Речь идёт о нескольких турбинах большой и средней мощности... Есть в планах успеть в эту программу модернизации в первый залп (отбор на 2022-2024 годы – ред.) сделать несколько турбин средней и большой мощности газовых... Наши производители заявляли, что они будут сильно стараться, – рассказал Вячеслав Кравченко. Речь идёт не о замене частей турбин, а о самих турбинах, добавил он.

Готовность отечественных машиностроителей поставлять оборудование для модернизации газовых блоков выглядит неожиданной. Пока в России нет технологий производства газовых турбин средней и большой мощности для ТЭС. Минпромторг подготовил «дорожную карту», предполагающую создание к четвёртому кварталу 2019 года отечественных турбин мощностью 110 МВт, в конце 2021 и 2022 годов – 170 и 65 МВт соответственно. Их серийное производство предполагается начать к четвёртому кварталу 2027 года. Ранее эксперты отрасли сходились во мнении, что на первом этапе программы под обновление будут попадать лишь паросиловые блоки, оборудование для которых производится в России, и ремонт которых обходится дешевле. Замену парогазовых установок планировалось начинать позднее старта программы модернизации, по мере развития собственных технологий. В июле Минпромторг выступил за повышение загрузки отечественных машиностроительных мощностей. Министерство предлагало освободить пилотные проекты с использованием отечественных турбин от штрафов в случае нарушений сроков вводов или при поломках. Вячеслав Кравченко в будущем не исключил предоставления дополнительных преференций при эксплуатации российских турбин.

Вписаться в инфляцию

Модернизацию ТЭС профинансируют за счёт потребителей ОРЭМ: расходы на оплату обновлённых энергоблоков суммарно могут составить до 1,35 трлн рублей. Ещё 786 млрд рублей пойдут на повышение цен КОМ 2022-2024 годов (6%, 7%, 7% соответственно).

Первые годы действия программы наиболее проблемны для соблюдения запрета на рост энергоцен выше уровня инфляции, пояснил замглавы Минэнерго. Для того, чтобы «вписаться» в заданные параметры, профильное министерство предлагает внедрить схему оплаты «1+15 лет»: в первый год генератор будет получать лишь цену КОМ, начиная со второго года – полноценный возврат в соответствии с утверждённой стоимостью проекта. Трудности с соблюдением инфляционного параметра возникают из-за одновременного запуска собственно модернизационной программы и повышения цен КОМ; в последующем размер иных надбавок сокращается и с оплатой модернизационных платежей проблем возникать уже не должно.

– Не исключаю, что мы будем делать более точные расчёты по анализу сценариев и, возможно, на первый залп ещё ужесточим какие-то требования, потому что для нас очень важная задача выполнить поручение президента и удержаться в пределах инфляции, – отметил г-н Кравченко.

Проект предполагает право правительственной комиссии по развитию электроэнергетики дополнять список модернизационных проектов, определённых в результате конкурсного отбора. Квота правкомиссии составляет 10% и пока не решено, будет ли этот объём учитываться в ежегодной квоте (4 ГВт, 39 ГВт за 10 лет) или просто плюсоваться «сверху»: в последнем случае фактический объём программы может вырасти до 42,9 ГВт, что отразится на её итоговой стоимости.

За Дальний Восток заплатят все

Одновременно Минэнерго определилось с механизмом модернизации ТЭС на Дальнем Востоке. В условиях фактического отсутствия конкуренции решение о проектах, нуждающихся в обновлении, будет принимать правительственная комиссия, пояснил Вячеслав Кравченко. Для финансирования работ на Дальнем Востоке, не входящем в ценовые зоны энергорынка, будет введена новая надбавка к цене мощности. В Минэнерго хотели бы, чтобы её оплачивали не только потребителей 1 и 2 ЦЗ, но и предприятия ДФО. В июне обсуждался вариант, при котором спецнадбавка распространялась только на покупателей 1 и 2 ЦЗ.

На Дальнем Востоке речь, по сути, идёт о замене старых станций на новые: «Системный оператор ЕЭС» пока запрещает выводить ТЭС, находящиеся в крайне изношенном состоянии, так как они необходимы энергосистеме ДФО, пояснил г-н Кравченко. Предложенная схема предполагает, что владельцы электростанций (ключевые электростанции региона контролирует «РусГидро») представят проекты с просчитанной стоимостью модернизации. Разрешать их реализацию будет правкомиссия, она же утвердит итоговые параметры.

– Финансирование будет осуществляться за счёт надбавки, собираемой с потребителей первой и второй ценовой зоны, а также Дальнего Востока. То есть финансирование за счёт всей страны фактически этих объектов... Мы считаем, что эта надбавка должна распределяться на всех одинаково, – подчеркнул Вячеслав Кравченко.

9 января на встрече с президентом Владимиром Путиным глава «РусГидро» Николай Шульгинов заявил, что тарифное регулирование дальневосточной «дочки» гидрогенератора – «РАО ЭС Востока» – не позволяет самостоятельно обновлять мощности. Компания подготовила проекты модернизации ТЭС суммарной мощностью 1,3 ГВт. Причём Хабаровскую ТЭЦ-1 (проект «Хабаровская ТЭЦ-4») и Артёмовскую ТЭЦ-2 компания хотела бы не модернизировать «в старых корпусах 30-х годов», а построить новые. В конце июня г-н Шульгинов сообщил, что компания готова начинать проектирование и строительство ТЭЦ в Артемовске и Хабаровске, а также второй очереди Якутской ГРЭС-2. 20 июля министр энергетики Александр Новак заявил, что под обновление попадут четыре электростанции в ДФО. Минэнерго уже убедилось в необходимости модернизации как минимум двух станций, сообщил Вячеслав Кравченко.

– Из предложенных «РусГидро» для этой программы четырёх электростанций две точно нужны – это Хабаровская ТЭЦ-1 и Артемовская ТЭЦ-2, – сообщил замглавы Минэнерго.

Отбор дальневосточных проектов может пройти в начале 2019 года: запуск программы в ДФО потребует принятия отдельного федерального закона, пояснил г-н Кравченко.

Ранее «РусГидро» оценивало свои затраты на модернизацию 1,3-1,4 ГВт дальневосточных ТЭС в 153 млрд рублей. Минэнерго включает расходы на оплату модернизации ТЭС ДФО в общую стоимость программы – 1,35 трлн рублей. «Коммерсант» со ссылкой на источники сообщал, что на долю дальневосточной генерации с учётом доходности Минэнерго планировало направить до 316 млрд рублей. Возможный объём платежей по модернизационным ТЭС Дальнего Востока в «РусГидро» ранее оценивали в сумму около 300 млрд рублей.

31 июля г-н Кравченко не стал называть сумму, в которую сейчас оценивает капзатраты «РусГидро», но сообщил, что генератор войдёт в программу на общих финансовых основаниях: базовая доходность составит 14% с привязкой к доходности облигаций федерального займа. В «РусГидро» не стали комментировать ситуацию. Впрочем, по словам информированного источника, суммарный CAPEX по четырём модернизационным проектам «РусГидро» сейчас оценивается в сумму около 200 млрд рублей. В таком случае с учётом обозначенной доходности доля гидрогенератора в объёме средств, которые будут собраны с потребителей для модернизации ТЭС, может оказаться больше запланированной.

– CAPEX в 152 – 200 млрд рублей при текущих правилах ДПМ потребует надбавки в 30 – 40 млрд рублей в год, рост цен для потребителей может составить 1-1,5%, – подсчитала руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова.

В настоящий момент потребители ОРЭМ уже платят «дальневосточную надбавку», которая идёт на выравнивание (снижение) цен на электричество в ДФО. Базовый тариф для региона в 2017 году был установлен в размере 4 рублей за 1 кВт/ч (без НДС), общий размер надбавки для оптового энергорынка составил 24 млрд рублей. Сейчас в Госдуму внесён законопроект о продлении этого механизма до 2030 года. Ежегодный объём средств, собираемых с потребителей в рамках действующей и планируемой «дальневосточных надбавок», будет примерно одинаков, отмечает г-жа Порохова.