Модернизационные «аппетиты» «РусГидро» выросли до 153 млрд рублей

Вице-премьер Аркадий Дворкович 12 февраля проведёт совещание об исполнении поручений президента, вышедших после принципиального одобрения в декабре 2017 года программы модернизации тепловой генерации в первой (европейская часть РФ и Урал) и второй (Сибирь) ценовых зонах оптового энергорынка. Механизм модернизации будет перераспределять средства крупных потребителей (до 1,5 трлн рублей), высвобождающиеся после завершения программы договоров на поставку мощности (ДПМ).

Программа должна учесть строительство удалённых энергообъектов, развитие зелёной генерации и модернизацию АЭС, но не может привести к росту цен выше инфляции. Таким образом, энергетикам предстоит делёж ресурса. Заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко уже подчеркивал, что проекты тепловой генерации будут в приоритете. Но споры только начинаются. В январе, например, на нерыночный инструмент поддержки начало претендовать «РусГидро» для своих ТЭС Дальнего Востока (не является ценовой зоной энергорынка) и вместе с «Евросибэнерго» Олега Дерипаски для ГЭС в первой и второй ценовых зонах.

Как рассказал источник, знакомый с повесткой совещания, «РусГидро» представит предложения о модернизации 1,3 ГВт своих ТЭС на Дальнем Востоке предварительной стоимостью 152,8 млрд руб. Так, предлагается заменить турбины на Комсомольской ТЭЦ-2 (9,4 млрд рублей) и Владивостокской ТЭЦ-2 (14,6 млрд рублей), построить новые энергоблоки для замещения мощности на Артемовской (455 МВт, 65,9 млрд рублей), Хабаровской (344 МВт, 34,5 млрд рублей) ТЭЦ, Якутской ГРЭС (144 МВт, 9,5 млрд рублей). Чаунскую ТЭЦ (34,5 МВт) на Чукотке «РусГидро» хочет заменить новой ТЭЦ в Певеке (48 МВт, 18,9 млрд рублей), чтобы резервировать мощность строящейся плавучей АЭС «Росатома».

Собеседник уточняет, что базу для возврата инвестиций компания видит в средствах потребителей ценовых зон. Но есть альтернативный вариант: в год «РусГидро» нужно 25 млрд рублей, из них до 10 млрд рублей можно компенсировать за счёт повышения тарифов в ряде субъектов Дальневосточного федерального округа (ДФО). В «РусГидро» комментировать свои идеи отказались. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, при такой схеме конечная цена в ДФО может вырасти на 7%, в ценовых зонах – на 0,4%, но если всю нагрузку переложить только на оптовый рынок, то цена здесь вырастет на 0,7%.

На средства модернизации также претендует зелёная энергетика с основным требованием продлить поддержку возобновляемых источников энергии (ВИЭ) до 2035 года (до 2024 года идёт также за счёт всех потребителей через специальные ДПМ ВИЭ). По данным собеседника, знакомого с консолидированной позицией ВИЭ-инвесторов, общий объём ввода солнечных (СЭС) и ветровых (ВЭС) электростанций до 2035 года планируется на уровне 19,8 ГВт при общем объёме производства оборудования с учетом экспорта 29,7 ГВт. Для снижения нагрузки на энергорынок участники отрасли предлагают удлинить сроки возврата капитала с 15 до 20–25 лет, снизить норму доходности с 14% до 10%, повысить уровень локализации до 70% для СЭС и 65% для ВЭС.

В Минэнерго и Минэкономики свою позицию по предложениям энергетиков комментировать не стали. По оценке Vygon Consulting, вклад поддержки зелёной генерации в конечную цену для потребителей составит до 5,7%. В Ассоциации предприятий солнечной энергетики уверены, что продление ДПМ ВИЭ позволит промпотребителям сэкономить до 3,6 трлн рублей от снижения цен на рынке на сутки вперёд (основная площадка по торговле электроэнергией), а в пиковые годы доля ВИЭ в совокупном платеже в среднем не превысит 4%.

Коммерсант