«РусГидро» и «Евросибэнерго» пытаются включить ГЭС в программу модернизации

«РусГидро» и «Евросибэнерго» (объединяет энергоактивы En+ Олега Дерипаски) пытаются включить ГЭС в программу модернизации, которая предварительно оценена до 1,5 трлн руб., сообщили источники на рынке и подтвердили в Минэнерго и Минэкономики. В Минэнерго заявили: «Компании инициируют обсуждение с федеральными органами исполнительной власти. Модернизация (ГЭС – ред.) предполагается из объёма снижения платежей по тепловым ДПМ (договоры на поставку мощности)».

Новый механизм модернизации разрабатывается на замену ДПМ, по которым пока за счёт повышенных выплат потребителей возвращаются инвестиции в новые ТЭС. Эти договоры заключали выделенные в 2000-х годах из РАО «ЕЭС России» генкомпании («Евросибэнерго» в это число не попало). Для АЭС и ГЭС был введён аналог ДПМ – срок окупаемости инвестиций составил 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность – 10,5% годовых (против 14%), а затраты на строительство не нормировались, а рассчитывались из фактических. По ДПМ «РусГидро» строила Гоцатлинскую (100 МВт), Зеленчукскую (140 МВт) и Кашхатау ГЭС (65 МВт), должны быть введены Загорская ГАЭС-2 (840 МВт, ввод отложен) и Зарамагская ГЭС-1 (342 МВт, ввод в 2019 году).

В «РусГидро» заявили, что не обсуждают модернизацию ГЭС с профильными министерствами, «Евросибэнерго» не стало это комментировать. Но набсовет «Совета рынка» (регулятор энергорынков) 21 декабря включил ГЭС в техзадание расчёта стоимости модернизации для «Ламайер Интернациональ Рус». Консультант, в частности, должен обсчитать замену рабочих колес, трансформаторов, генераторов и корпуса ГЭС. Но в «Совете рынка» сообщили, что не принимали участия в обсуждении механизмов модернизации ГЭС.

Пункта об учёте ГЭС при разработке модернизации нет и в поручении Владимира Путина, одобрившего идею Минэнерго в ноябре 2017 года. Оно говорит только об учёте строительства удалённых энергообъектов, развития сетей и зелёной генерации, модернизации АЭС (эти пункты не вошли в ТЗ), и все это не должно привести к росту цен выше инфляции. Минэнерго и Минэкономики представили свои версии механизма, в концепции Минэкономики прямо говорится, что ГЭС не должны попасть в модернизацию. По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», под требования модернизации – выработка ресурса на 125%, то есть старше 39 лет, и коэффициент использования установленной мощности выше 46% – у «РусГидро» подходят Зейская (1,3 ГВт), Новосибирская (465 МВт), Жигулевская (2,4 ГВт) и Волжская (2,7 ГВт) ГЭС, а также Иркутская (662 МВт), Братская (4,5 ГВт) и Усть-Илимская (3,6 ГВт) ГЭС у «Евросибэнерго».

В начале января глава «РусГидро» Николай Шульгинов уже жаловался президенту на то, что тепловая энергетика Дальнего Востока (принадлежит холдингу) не включена в программу модернизации. Развитие местных ТЭС могут профинансировать либо за счёт потребителей других регионов, либо за счёт расширения на ДФО оптового энергорынка.

Пока не очевидно, есть ли выгода для ГЭС от участия в программе модернизации. По правилам сейчас из выплат по ДПМ вычитают доходы от продажи электроэнергии на рынке на сутки вперёд (РСВ, основной сектор оптового рынка) – «коэффициент РСВ». Если для ТЭС это не столь критично – их прибыльность на РСВ довольно мала, то ГЭС зарабатывают здесь больше, не тратясь на топливо. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, для ГЭС РСВ формирует 70% выручки, маржинальность продаж достигает 90%. «Прибыль на РСВ может обнулить до 300 тыс. рублей за МВт в месяц платы по ДПМ», – считает она. Минэкономики полагает, что большинство проектов модернизации ГЭС и сейчас окупаются за счёт прибыли с РСВ. «Корректный учёт коэффициента РСВ де-факто нивелирует CAPEX на реализацию мероприятий, который подлежит возврату в цене на мощность», – пояснили там.

Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв считает, что «притязания ГЭС на нерыночные доплаты выглядели бы особенно странно», поскольку их маржинальная прибыль на рынке электроэнергии позволяет окупать затраты на реконструкцию или модернизацию в рекордные для отрасли сроки.

Коммерсант