МОСКВА, 28 июн — ПРАЙМ. Участники рынка знакомятся с подробностями долгожданной программы модернизации тепловых электростанций (ТЭС), на днях представленной Минэнерго. Пока не все компании спешат делиться планами насчет объемов запланированной к обновлению мощности и размеров инвестиций под проекты, зато практически все опрошенные РИА Новости энергокомпании признаются, что представленные условия модернизации для них привлекательны.

В ОБЩИХ ЧЕРТАХ

Согласно опубликованному проекту постановления правительства, в модернизацию порядка 39 ГВт тепловых электростанций (ТЭС) до 2035 года планируется направить 1,35 триллиона рублей из 3,5 триллиона рублей, которые, по оценкам Минэнерго, высвобождаются в 2021-2035 годах благодаря завершению программы строительства электростанций по договорам предоставления мощности (ДПМ, гарантируют окупаемость инвестиций за счет повышенных платежей потребителей).

ТЭС занимают значительную долю в структуре выработки электроэнергии на территории РФ (порядка 68%). Для участия в модернизации планируется отбирать востребованные, но изношенные тепловые электростанции. Стоимость модернизации такой электростанции должна составлять не выше 40% от стоимости строительства новой ТЭС.

Первые отборы проектов модернизации планируется провести в 2018 году сразу на три года: 2022-2024. Заявки от компаний будут приниматься до 1 ноября. Ежегодная квота на отбор проектов составляет не более 4 ГВт (3,2 ГВт в европейской части РФ и на Урале и 0,8 ГВт в Сибири). При этом для 2022 года квота будет снижена до 2,4 ГВт и 0,6 ГВт соответственно.

Период на модернизацию в ценовой заявке компаний-участников не может составлять менее 6 месяцев и превышать 36 месяцев, а мощность оборудования в результате модернизации не должна расти больше, чем на 10% или уменьшаться более чем на 30%. Перечень отобранных проектов вместе с теми проектами, что не прошли отбор, направляется в правительство РФ. Оно утверждает конечный список проектов на модернизацию, при этом изначальный перечень отобранных проектов кабмин может расширить, но не более, чем на 10% суммарного объема мощности.

По отобранным проектам будут заключены специальные инвестиционные контракты на 16 лет. По ним компании в течение первого года после запуска модернизированных мощностей будут получать оплату по заявленным условно-постоянным затратам, а потом в течение 15 лет – повышенные платежи. Они обеспечат окупаемость проекта с базовой доходностью 14% годовых с корректировкой по методике Минэкономразвития, учитывающей доходность облигаций федерального займа.

ЧТО ДУМАЮТ КОМПАНИИ

Несмотря на то что проект был ожидаем, давно обсуждался на рынке и в проработке основных параметров энергокомпании принимали участие, некоторые из них не стали комментировать свои планы. В "Энел России" РИА Новости сообщили, что проводят анализ и оценку возможности участия в данной программе, в En+ Group и "Русгидро" также сослались на то, что еще только изучают документ.

В "Юнипро" не стали уточнять, какие объемы мощности и инвестиции будут заявлены на модернизацию, назвав в качестве потенциальных участников все генерирующие объекты, которые удовлетворяют обозначенным к отбору критериям. При этом в компании сообщили, что "по итогам первого прочтения нашли предлагаемый Минэнерго подход интересным".

Пул потенциальных проектов модернизации "Т Плюс", ранее уже озвученный компанией, составляет 2,5-3 ГВт, потребности в капвложениях, исходя из 2,5 ГВт, составят, ориентировочно, 90 миллиардов рублей. Сколько из них будут заявлены в первый этап конкурса в 2018 году, "Т Плюс" сможет определить после публикации предельных капитальных затрат и оценки инвестиционных рисков, пояснили в компании.

Макроэкономические параметры, заданные в проекте постановления, компания находит довольно жесткими – в частности, 16 лет окупаемости с оплатой инвестиций со второго года и объем квоты только 3 ГВт на весь рынок в первый год конкурса вместо 4 ГВт в последующие годы. Тем не менее "Т Плюс" настроена позитивно и обязательно примет участие в конкурсе, сообщили агентству в компании.

О своей готовности заявить на программу модернизации 17 проектов в семи регионах в центре РФ общей мощностью чуть более 1 ГВт и объемом инвестиций от 14 до 51 миллиарда рублей в зависимости от глубины модернизации рассказали в "Квадре". При этом в энергокомпании отметили, что опубликованные условия отбора для разных типов станций усреднены и снижают шансы ТЭС на попадание в программу модернизации.

"В частности, существуют объективные причины, по которым небольшим ТЭЦ, расположенным в Центральной России, невозможно конкурировать по условиям отбора с конденсационными электростанциями, и эти моменты программа не учитывает", — пояснили в компании.

В заявке "Газпром энергохолдинга" на конкурс по модернизации могут быть представлены мощности в европейской части России, на Урале и в Сибири. В компании уточнили, что ориентируются не на объем мощности на год поставки, а на плановый объем модернизации по холдингу. В рамках данной программы компания планирует повысить эффективность не менее 3 ГВт мощностей.

В "Интер РАО" отмечают, что решение оплачивать в первый год после запуска модернизированных мощностей только заявленные условно-постоянные затраты связано с тем, что первые пуски придутся на 2022-2023 годы, когда большой объем средств потребителей энергорынка будет направлен на оплату зеленой энергетики, мусоросжигающих электростанций и поддержку энергетики Дальнего Востока.

"Но это лучше, чем откладывать модернизацию", — говорит замгендиректора по маркетингу и сбыту "Интер РАО – Управление электрогенерацией" и по совместительству глава набсовета "Совета производителей энергии" Александра Панина.

По ее словам, очень важно чтобы отбор проектов модернизации проводился до конкурентного отбора мощности (КОМ), который определяет цены действующих мощностей. В этом году отбор на 2022 год должен состояться 14 сентября. "Проведение КОМ может быть безболезненно отложено вплоть до конца года", — полагает Панина. Если же КОМ на 2022 год пройдет до отбора на модернизацию, для поставщиков будут зафиксированы обязательства поставлять в 2022 году мощность в КОМ, и тогда выполнение поручения президента о модернизации ТЭС, по словам Паниной, сдвинется еще на целый год.

ВОЗМОЖНЫЕ РИСКИ

Одно из самых важных требований к проектам модернизации заключается в том, чтобы в России локализация производства оборудования для модернизации была не менее 90%. В середине июня в интервью РИА Новости гендиректор новосибирского завода-производителя турбин "Элсиб" Дмитрий Безмельницын говорил, что российские производители энергооборудования в состоянии полностью покрыть потребности запланированной программы модернизации тепловой генерации.

Тем временем старший аналитик по электроэнергетике Энергетического центра бизнес-школы "Сколково" Юрий Мельников находит возможную ставку на еще советские технологии рискованной. В долгосрочной перспективе это приведет к углублению технологического отставания отечественной энергетики – как генерации, так и машиностроения, уверяет он. Модернизируемые таким образом электростанции, где, по словам эксперта, старое оборудование дизайна 1950-х будет просто меняться на такое же новое, предопределят костяк российской энергосистемы до 2040-2050 годов.

"С учетом бурного развития новых технологий производства и хранения электроэнергии в мире (ВИЭ, накопители, распределенная энергетика и т.п.) фиксация технологического уклада прошлого века на такой горизонт представляется довольно рискованной", — полагает Мельников.

Консультант VYGON Consulting Николай Посыпанко высказал такое же мнение. "Дело в том, что при ценах на газ в 4 тысячи рублей за кубометр, в конкурсах преимущество получат скорее паросиловые турбины с КПД на уровне 30% и проекты реконструкции энергетических котлов", — отмечает эксперт.

По его словам, также "появление устойчивого спроса со стороны генераторов вполне может взвинтить цены на рынке паровых турбин, а более эффективные парогазовые электростанции без дополнительных мер поддержки окажутся невостребованы".