Доходность первых проектов модернизации ТЭС составит 14%

По сути, это компромиссный вариант. Первоначально г-н Козак согласился с идеей Минэкономики, предлагавшего понизить доходность до 12% с привязкой к ставке ОФЗ в 7,5%. Но крупные энергокомпании, поддержанные главой «Роснефти», председателем совета директоров «Интер РАО» Игорем Сечиным, министром энергетики Александром Новаком и экс-министром энергетики, спецпредставителем президента по международному сотрудничеству в электроэнергетике Сергеем Шматко, через Владимира Путина лоббировали увеличение показателя до 14% с привязкой по ОФЗ в 8,5%. Окупаемость проектов модернизации (инвестиции в обновление до 40 ГВт в период до 2035 года) обеспечивается повышенными платежами потребителей на оптовом энергорынке.

При этом лобби крупной промышленности не удалось пока добиться существенных льгот при формировании условий модернизации ТЭС. Ранее ассоциация металлургов «Русская сталь» заявила о необходимости пересмотра части параметров, например, о сокращении сроков первого отбора проектов с трёх до одного года, дифференциации оплаты мощности ТЭС в зависимости от будущей фактической загрузки, учёте в цене мощности допдоходов от продажи тепла и т. д. – все это было поручено проработать профильным регуляторам. В итоге на совещании решили оставить отбор «залповым», то есть проводить его сразу на 2022–2024 годы.

При этом, как утверждают собеседники «Коммерсанта», замминистра энергетики Вячеслав Кравченко на совещании признал, что в 2023 году может быть пробит потолок цен. Владимир Путин, одобряя идеологию программы модернизации в 2017 году, требовал, чтобы рост энергоцен не превышал уровня инфляции. Вместе с тем на совещании г-н Кравченко говорил, что превышение будет даже без учёта модернизации генерации «РусГидро» на Дальнем Востоке стоимостью до 200 млрд рублей. Как отмечают источники, на грани превышения ценовой нагрузки и программа модернизации ТЭС в Сибири, где ежегодно будет отбираться лишь 0,8 ГВт.

Но при этом Минэнерго в последнем проекте постановления даже увеличило предельный CAPEX для угольной генерации, которая преимущественно работает в ценовой зоне Сибири. Так, для угольных ТЭС мощностью менее 90 МВт вводится планка в 89,5 тыс. рублей за 1 кВт. При мощности до 400 МВт CAPEX будет рассчитываться по формуле, вводящей дифференциальную зависимость от мощности, для угольной генерации свыше 400 МВт потолок предельного CAPEX составит 54 тыс. рублей за 1 кВт. По сути, такая дифференциация может привести к увеличению стоимости модернизации угольных ТЭС Сибири, где ключевым бенефициаром такой генерации является «Сибирская генерирующая компания» (входит в СУЭК Андрея Мельниченко). Как говорят источники на энергорынке, это поднимет потолок возвращаемых с рынка капзатрат для таких станций на 10–30%. В прошлом варианте документа предельный CAPEX для отбора инвестпроектов был фиксированным и составлял 54 тыс. рублей за кВт для угольных ТЭС, 33 тыс. рублей за кВт – для газовых.

На уточнение критериев отбора дана ещё одна неделя.

В то же время Минпромторг разместил на regulation.gov.ru жёсткие требования к уровню локализации газовых турбин большой мощности (изменения в 719-е постановление правительства). Они не оставляют для иностранных машиностроителей – Siemens и GE –возможности для частичной локализации. Минпромторг требует передачи в РФ методик, патентов, ноу-хау на турбины. К 2022 году машиностроители смогут использовать лишь 10% иностранных комплектующих в цене машины, а с 2021 года в РФ должны производиться лопатки турбин, в том числе покрытие для них, и камеры сгорания (так называемая горячая часть). Это технологически самая сложная и самая дорогая часть газовой турбины. Производители оборудования, как правило, не делятся данной информацией и предпочитают, чтобы в рамках локализации данные узлы закупались у них.

Коммерсант