Противоречия между Минэнерго и МЭР по программе модернизации ТЭС вынесли на уровень правительства

Хотя основные параметры программы модернизации ТЭС стоимостью до 1,4 трлн руб. уже внесены в правительство, несколько ключевых параметров остались неурегулированными. Протокол согласительного совещания замминистра энергетики Вячеслава Кравченко и заместителя главы Минэкономики Михаила Расстригина направлен в правительство 10 августа. Спорные точки должны быть сняты 22 августа на совещании у вице-премьера Дмитрия Козака, а финальную схему модернизации вынесут на президентскую комиссию по ТЭКу 27 августа.

По идее Минэнерго возврат вложений в модернизацию будет идти 16 лет, локализация оборудования для проектов должна составить не менее 90%. Минэнерго предлагает поднять и цену «старой мощности» на рынке: в этом году на отборе на 2022–2024 годы ее доиндексируют на 6–7 процентных пунктов. При этом рост тарифов не должен превышать уровень инфляции.

Но Минэкономики продолжает настаивать на снижении нормы доходности. Минэнерго записало средневзвешенную стоимость капитала (WACC) в 14%, но Минэкономики предлагает плавающую WACC в 8–12%, которая будет зависеть, например, от соотношения собственного и заёмного капитала, стоимости заёмного финансирования и т. д. Проекты строительства зелёной генерации в РФ имеют норму доходности в 12%, ДПМ – 14%. В Минэнерго с предложением не согласны, считая, что это снизит инвестпривлекательность модернизации.

Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» считает, что уровень возврата в 8% не будет интересен частным акционерам генкомпаний. «При стоимости капитала 14–16% возврат 8% разрушает акционерную стоимость», – полагает он, добавляя, что в этих условиях участие в конкурсах ограничится госкомпаниями с менее строгой дисциплиной применения собственных средств. Но директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв отмечает, что предложение Минэкономики качественно улучшает проект, поскольку позволяет разделить коммерческие риски по оплате доходности между поставщиками и потребителями.

Ведомства расходятся и в вопросе льгот для пилотных образцов российских газовых турбин большой мощности (свыше 65 МВт), которые Минэнерго внесло по инициативе Минпромторга. В РФ нет этих технологий, а зависимость от импорта вызвала скандал, когда входящий в «Ростех» «Технопромэкспорт» в 2017 году перенаправил в подсанкционный Крым турбины Siemens. Но машиностроители имеют большие планы по разработке турбин: консорциум «Роснано», ОДК «Ростеха» и «Интер РАО» делает проект ГТД-110М, о планах по развитию технологий заявлял владелец «Силовых машин» Алексей Мордашов.

По предложению Минэнерго, инвестор сможет на неограниченный срок отсрочить ввод таких объектов без выплаты штрафов (то есть потребители будут платить за невведенную мощность). Но в Минэкономики предлагают ограничить отсрочку ввода (grace period) одним годом (как и в проектах ДПМ), а также компенсировать эти штрафы за счет бюджета — по госпрограмме «Энергоэффективность и развитие энергетики». В Минэнерго полагают, что это ограничит меры поддержки машиностроения в РФ, в Минфине на запрос источника не ответили, в Минпромторге предложения Минэкономики не видели.

Старший аналитик Центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников считает, что компенсация простоев турбин из бюджета выглядит лучше, чем перекладывание рисков на генкомпании или потребителей. «Но более разумным было бы их хеджирование через ответственность поставщиков турбин засчёт долгосрочных контрактов с генераторами, – считает он. – У них появится мотивация работать над повышением надежности». Владимир Скляр добавляет, что правительству надо определиться с целью модернизации – повышение надежности энергосистемы или среда-инкубатор для создания большой газовой турбины: «Если надежность приоритетней, то grace-period в год логичен, потребители и так покрывают большую часть рисков генераторов, компенсация рисков машиностроителей выглядит сверхнагрузкой».

Коммерсантъ