«Рентабельность проектов КОММод-ПГУ во многом будет зависеть от национальных цен на выбросы»

Может ли прошедший аукцион КОММод-ПГУ считаться успешным? Ответ на этот вопрос зависит от целеполагания прошедшего мероприятия. Россия получила твёрдые заказы на парогазовые турбины самого последнего поколения, разработанные и производящиеся на территории страны под контролем российского акционера. С точки зрения обеспечения стратегической безопасности отрасли и независимости от зарубежных производителей энергооборудования, конечно же, конкурс полностью выполнил свою основную цель. Однако перспективы для потребителей и операторов этих станций ещё только предстоит оценить.

Что же получил потребитель? Потребитель получил набор станций, работающих на природном газе с условным расходом топлива на 30–40% дешевле текущего и с оплачиваемым коэффициентом использования установленной мощности на уровне 75%. В свете нарастающей «зелёной» повестки в мировых экономических отношениях потребители получили менее углеродоёмкую мощность с финансовыми гарантиями загрузки выше, чем в среднем по системе, что окажет давление на цены на РСВ. Однако не стоит забывать, что такой проект обойдётся российской энергосистеме на 30–40% дороже мировых аналогов (и почти вдвое дороже референтного проекта установки ПГУ General Electric на Заинской ГРЭС «Татэнерго») при средней цене отбора в $900–950 за 1 кВт установленной мощности.

Учитывая экспериментальный характер оборудования, его надёжность на долгосрочном горизонте ещё только предстоит доказать. А значит, цена импортозамещения в области газовых турбин – повышенная стоимость и пониженная надёжность оборудования. По мере выхода производства в серию и усиления конкуренции в сегменте российских парогазовых турбин после запуска производств «Ростеха» и «Интер РАО» можно ожидать снижения стоимости предложения. Однако, по нашим расчётам, потребители электроэнергии в России переплатят около 150 млрд рублей, или 0,4% от конечной одноставочной цены генераторов за возможность использования российского оборудования только по уже проведённому конкурсу.

А что же генераторы? Пока сектор находится между двумя инвестиционными циклами, генерирующие компании развернули борьбу за квоты в различных государственных программах с гарантиями возврата (прежде всего, в виде пресловутых надбавках в тарифе). Начиная с ДПМ-2 генераторы борются за возможность инвестировать в условиях избытка собственной ликвидности и чётких перспектив затухания прибыльности по мере окончания платежей по ДПМ-1. Тенденция видна и в резко расширившемся списке потенциальных участников ДПМ ВИЭ 2.0, и в конкуренции – даже на технологическом уровне – предложений по созданию генерации для второго и третьего этапов расширения БАМа и Транссиба.

В этом разрезе конкурс с общим ценником в 113 млрд рублей и, как результат, распределяемой EBITDA на уровне около 25 млрд рублей ежегодно выглядит лакомым куском, обеспечивающим от 5 до 50% EBITDA победителей за горизонтом 2027 года. Однако готовы ли эти проекты пройти финансовый тест запуском национального углеродного налога? Дьявол в деталях – будут ли отобранные проекты КОММод-ПГУ считаться новым строительством или модернизацией старых станций, будет ли перед генераторами ставиться цель довести траекторию снижения выбросов в стране до уровня, научно соотносящегося с целями Парижского соглашения об ограничении глобального потепления в пределах 2 градусов Цельсия, или цели по выбросам останутся такими же легкодостижимыми, что и сейчас? Ну и наконец, где сложится национальная цена на СО₂ – на отметке 2,5 тыс. рублей по предельному уровню в сахалинском эксперименте или будет ближе к европейской цене на СО₂? По нашим расчётам, при 100% оплате выбросов новыми станциями на уровне цен, обозначенных в сахалинском эксперименте, в виде углеродного налога без возможности транслировать эти расходы в цену на электроэнергию экономика проектов значительно ухудшается. Так, внутренняя норма доходности таких проектов снижается в случае введения углеродного налога с 14,5% сейчас до 9,9%, что значительно хуже стоимости капитала для компаний-победителей.

При принятом политическом решении о запрете доступа иностранного оборудования в государственные конкурсы на постройку генерирующих мощностей производители российских турбин остро нуждались в поддержке, в первую очередь твёрдыми заказами. Заплатят за такую поддержку потребители, фактически принявшие наценку в 0,5% на цену от генераторов. Энергетики в целом получили очередной объём инвестиций, обеспечивающих среднесрочную стабильность собственных прибылей. Однако они рискуют не получить рассчитываемую норму доходности, если движение к вводу национальной цены СО₂ в стране ускорится, о чём в последнее время говорят многие стейкхолдеры. Но до тех пор Россия получила ясный путь к самой современной технологии газовой генерации. В стране, где до половины газовых мощностей требуют глубокой модернизации, это однозначно нужный и важный шаг на пути к долгосрочной надёжности энергоснабжения.

22 июня 2021 в 19:01