Как выяснил «Ъ», правительство обсуждает создание отдельного механизма для поддержки инвесторов, которые будут ставить на ТЭС новые российские газовые турбины. Он также может увеличить спрос на это оборудование, пока только разрабатываемое в РФ в рамках импортозамещения. В основу механизма предложено взять схему по оплате новой генерации, закрывающей энергодефицит в отдельных районах, он применялся, например, в Крыму. Но эта схема обходится потребителям в несколько раз дороже, чем другие механизмы возврата инвестиций.
Правительство поручило Минэнерго, Минпромторгу и «Системному оператору» (СО, диспетчер энергосистемы) подготовить предложения о включении пилотных образцов российских газовых турбин большой мощности (свыше 65 МВт) в механизм конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), следует из протокола совещания у вице-премьера Дмитрия Козака от 22 августа (есть у «Ъ»). Идею подал глава СО Борис Аюев, говорят источники «Ъ».
Механизм КОМ НГ создавался специально под нерыночные проекты для энергодефицитных точек, основанием для проведения отбора является зафиксированный Схемой и программой развития ЕЭС России (СиПР) дефицит в локальной энергозоне в течение трех лет (в проекте постановления Минэнерго по модернизации срок предлагается снизить до года). Сам механизм применялся всего дважды: для строительства Сакской ТЭЦ в Крыму (строит «КрымТЭЦ» Петра Нидзельского) и ТЭС в Тамани (строит «Технопромэкспорт» «Ростеха»). После массовых строек новой генерации в 2010-х годах в Единой энергосистеме РФ уже не осталось энергодефицитных точек.
По словам Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», основная разница между КОМ НГ и договорами о поставке мощности (ДПМ, по ним в последние годы строилась новая генерация для рынка) в том, что первый устанавливает предельный уровень платы за мощность, не зависящий от ставок ОФЗ и цены оборудования, то есть все эти параметры — риски самих генераторов.
Но в ДПМ и сейчас в новой программе модернизации потолок этих параметров четко обозначен, а плата за мощность зависит от выбранных параметров и эффективности компании. КОМ НГ гораздо дороже программ ДПМ и модернизации: предельный платеж за мощность установлен в 1,729 млн руб. за МВт в месяц, при модернизации ожидается на уровне 450–550 тыс. руб. за МВт в месяц (без учета более дорогих парогазовых установок).
В СО пояснили, что в контексте поручения под КОМ НГ следует понимать совокупность правил и процедур принятия и реализации решений о строительстве новой мощности.
"Предложение заключалось в том, чтобы рассмотреть возможность модификации этой системы для строительства ТЭС с использованием отечественных газовых турбин«,— уточнили там.
Собеседники «Ъ» отмечают, что изменения КОМ НГ расширяют основания для проведения отборов и позволяют включить в них дополнительную квоту для загрузки машиностроителей. Исходно предполагалось, что сбыт для пилотных образцов отечественных газовых турбин будет обеспечен за счет их участия в программе модернизации старых ТЭС (объем 1,3 трлн руб. до 2030 года). Но глава «Силовых машин» Алексей Мордашов еще в апреле просил ведомства поддержать производство газовых турбин на 65 и 170 МВт. В частности, речь шла о гарантиях закупки энергетиками 48 газовых турбин «Силовых машин» на 15 млрд руб. в рамках модернизации ТЭС. В Минпромторге «Ъ» говорили, что предполагаемый объем участия бюджета в проекте разработки турбин может составить 7 млрд руб. в 2019–2021 годах. Сейчас в Минэнерго и Минпромторге на запрос «Ъ» не ответили, в Минэкономики сообщили, что в основном поддерживают включение проектов с газовыми турбинами в механизм КОМ НГ.
Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев подчеркивает, что целью и условием КОМ НГ является дефицит мощности. «Идея оплачивать пилотные проекты газовых турбин с помощью КОМ НГ меняет суть и цель механизма — фактически предлагается новый вид «нерыночного ДПМ», который будет снижать привлекательность энергосистемы для потребителей«,— считает он.
Старший аналитик Центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников полагает, что формулировка поручения связана с повышенными рисками, возникающими у инвесторов в связи с использованием пилотных газовых турбин. Например, турбины могут не соответствовать требованиям к оборудованию, описанным в правилах, а также не выдерживать требуемую договором КОМ НГ готовность к выдаче мощности.
«Речь может идти о внесении преференций заявкам, в которых предлагается использовать российские турбины,— считает он.— Если это так, то подобную меру нельзя назвать рыночной — разумнее было бы отбирать самые эффективные, надежные и недорогие проекты».
