Минэнерго намерено исключить расходы центрального аппарата «Росатома» из OPEX ДПМ АЭС

Минэнерго разработает новые подходы к расчёту платежа за мощность АЭС, построенных после 2024 года. Основная задача – оптимизировать CAPEX и OPEX объектов, рассказали источники, знакомые с обсуждением вопроса. «Росатом» строит новые станции по механизму договоров поставки мощности (ДПМ АЭС): после запуска энергоблок будет получать повышенные платежи за мощность для возврата инвестиций. Гарантированную окупаемость уже получили два блока Курской АЭС-2 на реакторах ВВЭР-ТОИ.

При расчёте CAPEX Минэнерго будет ориентироваться на фактическую стоимость строительства последних АЭС на ВВЭР-1200, наиболее похожих на ВВЭР-ТОИ, рассказали несколько собеседников газеты. Потолок удельной цены затрат предлагается установить на уровне стоимости Нововоронежской АЭС-2 – 184,1 тыс. рублей за 1 кВт (в ценах 2021 года).

Наиболее спорный вопрос – определение эксплуатационных затрат. «Росэнергоатом» (РЭА, входит в «Росатом», управляет российскими АЭС) оценивал OPEX в 1,89 млн рублей за 1 МВт с учётом расходов центрального аппарата. По данным издания, предельный OPEX, предложенный Минэнерго, составит около 1,41 млн рублей за 1 МВт (в ценах 2021 года). Министерство хочет исключить из OPEX, в частности, представительские расходы центрального аппарата РЭА, затраты на переводчиков, рекламу, медицинские страховки и судебные издержки, говорят источники. Предполагается, что CAPEX каждого второго блока будет снижаться. Каждый следующий блок также будет иметь более низкий OPEX. Новая методика будет закреплена в постановлении правительства.

Один из источников отметил, что предложения Минэнерго согласованы правительством, министерству поручено разработать нормативно-правовые акты для определения договоров и параметров по новым АЭС после 2025 года, а ФАС – методику расчёта цены. «О конкретных параметрах по ценам говорить рано», – отмечает собеседник издания.

Срок ДПМ для новых АЭС может составить 25 лет, базовая доходность – 10,5% в год. При таких параметрах общий платёж энергорынка за мощность восьми блоков может составить около 5,1 трлн руб. (в ценах 2021 года). Если срок ДПМ составит 40 лет с доходностью в 8% или 60 лет с доходностью в 6%, то суммарная нагрузка на энергорынок за период поставки также составит примерно 5,1 трлн рублей.

В РЭА рассказали, что Минэнерго, Минэкономики, ФАС и «Росатом» работают над совершенствованием механизма ДПМ, а именно над введением предельных (эталонных) показателей по возврату капитальных и эксплуатационных затрат, установлением базовой доходности и периода ДПМ. «Работа направлена на балансировку интересов атомной генерации и потребителей, в том числе на прозрачность расчёта платежа и предсказуемость нагрузки на потребителей», – отметили там. Ранее плата за мощность по ДПМ АЭС рассчитывалась исходя из фактически понесённых затрат.

Формирование нового механизма ДПМ – «следующий важный шаг по повышению эффективности работы оптового энергорынка», утверждают в РЭА. «Что касается цифр, то на этапе подготовки доклада Минэнерго они согласованы всеми ведомствами, в том числе и «Росатомом», – сообщили в концерне. – Тем не менее работы продолжаются, и конкретные цифры корректно называть лишь после выхода соответствующего постановления правительства». В Минэнерго, ФАС и Минэкономики не ответили на запросы.

Промышленные потребители энергии поддерживают предложения Минэнерго по оптимизации капитальных и эксплуатационных затрат новых АЭС.

«Необходимо сделать платежи за новые атомные энергоблоки и их возможные эффекты для экономики более сопоставимыми, иначе зачем переплачивать за новую технологию», – заявили в «Сообществе потребителей энергии».

Среди новых опций ВВЭР-ТОИ – маневрирование мощностью. По оценкам РЭА, суточный диапазон изменения активной мощности – от 100% до 50% от номинальной мощности. По сравнению с действующими в РФ блоками такая маневренность уникальна, но вряд ли будет востребована и принесёт реальный коммерческий эффект, считает Олег Дудихин из Kept. В энергосистеме РФ нет дефицита регулировочных мощностей, а работа АЭС наиболее экономически эффективна в базовом режиме.

Однако блоки на ВВЭР-ТОИ могут заинтересовать страны с относительно небольшими энергосистемами или с дефицитом маневренных мощностей, говорит г-н Дудихин. По его мнению, CAPEX в $2,35 тыс. за 1 кВт – достаточно скромный показатель по сравнению с зарубежными проектами. За рубежом CAPEX может варьироваться в диапазоне $3–7 тыс. за 1 кВт, а стоимость выработки, зафиксированная в договорах поставки на период окупаемости, может составлять $45–75 за 1 МВт•ч.

Коммерсант