Минэнерго предлагает повысить максимальные капзатраты по КОММод в среднем в 2,9 раза

Залповый отбор для ГТУ предлагается провести в 2024 году с датой поставки мощности в 2028–2030 годах. Квота отбора на один год – 1 ГВт, из которых во второй ценовой зоне оптового энергорынка (Сибирь) могут быть отобраны не более 200 МВт.

Как говорится в пояснительной записке к проекту постановления, в нём прописаны особый порядок и условия отбора проектов модернизации ТЭС на территориях, на которых, в соответствии с актуальной схемой и программой развития ЕЭС России прогнозируется возникновение непокрываемого дефицита мощности. Так, по текущим правилам, по итогам модернизации энергообъектов их мощность не должна увеличиться более, чем на 20% или уменьшиться более, чем на 50%. Из этой нормы Минэнерго предложило сделать исключение для проектов в регионах энергодефицитом: на такие проекты не будет распространяться ограничение по росту мощности до 20% и будет запрещено уменьшение мощности.

Также проект постановления предусматривает совершенствование условий вывода модернизируемых и модернизированных энергообъектов в ремонт; снижение требований по наработке в отношении оборудования, которое планируется перевести на парогазовый цикл, и требований по минимальному периоду реализации мероприятий по модернизации.

Одно из важных изменений – индексация максимальных уровней капзатрат. В среднем увеличение составит 2,9 раза. В сводном отчете к проекту постановления Минэнерго отмечает, что действующие предельные стоимостные параметры не учитывают рост стоимости генерирующего оборудования и затрат на его эксплуатацию, а ограниченное количество поставщиков газотурбинного оборудования и их производственные возможности снижают уровень конкуренции при проведении отборов.

Из-за указанных проблем темпы модернизации ТЭС могут существенно снизиться или приостановиться, опасаются в Минэнерго. Актуализация максимальной стоимости проектов позволит участникам отборов учесть в своих заявках рост стоимости оборудования, а сохранение неизменным минимального порога оставит стимулы к конкуренции и снижению итоговой стоимости заявленных проектов. Минэнерго приводит пример отборов на 2022–2027 годы, когда итоговая стоимость отобранных объектов была существенно ниже максимальных значений за счёт высокой конкуренции.

Таким образом, увеличение максимальной стоимости проектов не приведет напрямую к росту затрат промышленных потребителей (программа модернизации финансируется за счёт их платежей за мощность отобранных проектов), указывает Минэнерго. Тем не менее, ведомство в целях оценки регулирующего воздействия приводит оценку роста расходов потребителей в 766 млрд рублей в течение шести лет с даты возникновения экономического эффекта от предлагаемых изменений (максимально – до 2,1 трлн рублей).

В проекте постановления вводятся максимальные уровни капзатрат для не прописанных ранее видов модернизации:

· для генерирующих объектов, предусматривающих установку газовых турбин мощностью не более 90 МВт – 245 489 рублей за 1 кВт;

· для генерирующих объектов, предусматривающих установку газовых турбин мощностью более 90 МВт и не более 130 МВт – 187 871 рубль за 1 кВт;

· для генерирующих объектов, предусматривающих установку газовых турбин мощностью более 130 МВт – 148 648 рублей за 1 кВт.

Кроме того, пересматриваются уже установленные величины. Предельные капзатраты по проектам модернизации угольных ТЭС мощность до 90 МВт предлагается увеличить с 89,526 тыс. до 302,92 тыс. рублей за 1 кВт, мощностью более 400 МВт – с 54 тыс. до 243,66 тыс. рублей. Аналогичные ставки для газовых ТЭС могут вырасти с 45,057 тыс. до 124,908 тыс. рублей (до 90 МВт) и с 31,677 тыс. до 87,764 тыс. рублей (до 300 МВт). Предельные капексы при модернизации угольных ТЭС мощностью 90–400 МВт будут рассчитываться как 6 851 057 (прежнее значение 4 107 110), разделённое на мощность в мегаваттах, плюс 226 798 (43 892). Та же формула для газовых блоков ТЭС мощностью 90–300 МВт выглядит так: 4 775 566 (прежнее значение 1 720 218), разделённое на мощность в мегаваттах, плюс 71 929 (25 973).

По текущим правилам, величина предельных максимальных капзатрат на модернизацию определяется как произведение величины типовых капзатрат и коэффициента, равного в большинстве случаев 1 или 1,2 (для проектов перевода паросилового цикла в парогазовый коэффициент составляет 1,4 и 4,5). Теперь Минэнерго предложило повысить эти коэффициенты следующим образом: