Минэнерго занялось оптимизацией капитальных и эксплуатационных затрат новых АЭС, чтобы сдержать нагрузку на энергорынок, который будет оплачивать их мощность. Потолок капзатрат зафиксируют на уровне цены последних построенных АЭС, а из операционных расходов вычтут избыточные затраты. Общий платеж за мощность новых блоков составит 5 трлн руб. за 25 лет. Промышленность поддерживает подход министерства. В «Росатоме», не называя точных ценовых параметров своих станций, ожидают от новой методики прозрачности платежей за мощность.
МОСКВА, 4 апреля (BigpowerNews) — Минэнерго разработает новые подходы к
расчету платежа за мощность АЭС, построенных после 2024 года. Основная задача —
оптимизировать CAPEX и OPEX объектов, рассказали «Коммерсанту» источники,
знакомые с обсуждением вопроса. «Росатом» строит новые станции по механизму
договоров поставки мощности (ДПМ): после запуска энергоблок будет получать
повышенные платежи за мощность для возврата инвестиций. Гарантированную
окупаемость уже получили два блока Курской АЭС-2 на реакторах ВВЭР-ТОИ.
При расчете CAPEX Минэнерго будет ориентироваться на фактическую стоимость
строительства последних АЭС на ВВЭР-1200, наиболее похожих на ВВЭР-ТОИ,
рассказали газете несколько собеседников.
Потолок удельной цены затрат предлагается установить на уровне стоимости
Нововоронежской АЭС-2 — 184,1 тыс. рублей за 1 кВт (в ценах 2021
года).
Наиболее спорный вопрос — определение эксплуатационных затрат.
«Росэнергоатом» (РЭА, входит в «Росатом», управляет российскими АЭС) оценивал
OPEX в 1,89 млн рублей за 1 МВт с учетом расходов центрального
аппарата.
По данным «Коммерсанта», предельный OPEX, предложенный Минэнерго, составит
около 1,41 млн рублей за 1 МВт (в ценах 2021 года).
Министерство хочет исключить из OPEX, в частности, представительские расходы
центрального аппарата РЭА, затраты на переводчиков, рекламу, медицинские
страховки и судебные издержки, говорят источники издания.
Предполагается, что CAPEX каждого второго блока будет снижаться. Каждый
следующий блок также будет иметь более низкий OPEX. Новая методика будет
закреплена в постановлении правительства.
Один из источников «Коммерсант» отметил, что предложения Минэнерго
согласованы правительством, министерству поручено разработать
нормативно-правовые акты для определения договоров и параметров по новым АЭС
после 2025 года, а ФАС — методику расчета цены. «О конкретных параметрах по
ценам говорить рано»,— отмечает собеседник газеты.
Срок ДПМ для новых
АЭС, как
сообщал ранее «Коммерсант», может составить 25 лет, базовая доходность —
10,5% в год. При таких параметрах общий платеж энергорынка за мощность восьми
блоков может составить около 5,1 трлн рублей (в ценах 2021 года). Если
срок ДПМ составит 40 лет с доходностью в 8% или 60 лет с доходностью в 6%, то
суммарная нагрузка на энергорынок за период поставки также составит примерно
5,1 трлн рублей.
В РЭА рассказали газете, что Минэнерго, Минэкономики, ФАС и «Росатом»
работают над совершенствованием механизма ДПМ, а именно над введением
предельных (эталонных) показателей по возврату капитальных и эксплуатационных
затрат, установлением базовой доходности и периода ДПМ. «Работа направлена на
балансировку интересов атомной генерации и потребителей, в том числе на
прозрачность расчета платежа и предсказуемость нагрузки на потребителей»,—
отметили там.
Ранее плата за мощность по ДПМ АЭС рассчитывалась исходя из фактически
понесенных затрат.
Формирование нового механизма ДПМ — «следующий важный шаг по повышению
эффективности работы оптового энергорынка», утверждают в РЭА. «Что касается
цифр, то на этапе подготовки доклада Минэнерго они согласованы всеми
ведомствами, в том числе и «Росатомом»,— сообщили газете в концерне.— Тем не
менее работы продолжаются, и конкретные цифры корректно называть лишь после
выхода соответствующего постановления правительства».
Промышленные потребители энергии поддерживают предложения Минэнерго по
оптимизации капитальных и эксплуатационных затрат новых АЭС.
«Необходимо сделать платежи за новые атомные энергоблоки и их возможные
эффекты для экономики более сопоставимыми, иначе зачем переплачивать за новую
технологию»,- заявили в «Сообществе потребителей энергии», сообщает
«Коммерсант».
Среди новых опций ВВЭР-ТОИ — маневрирование мощностью. По оценкам РЭА,
суточный диапазон изменения активной мощности — от 100% до 50% от номинальной
мощности.
По сравнению с действующими в РФ блоками такая маневренность уникальна, но
вряд ли будет востребована и принесет реальный коммерческий эффект, считает
Олег Дудихин из Kept. В энергосистеме РФ нет дефицита регулировочных мощностей,
а работа АЭС наиболее экономически эффективна в базовом режиме.
Однако блоки на ВВЭР-ТОИ могут заинтересовать страны с относительно
небольшими энергосистемами или с дефицитом маневренных мощностей, говорит
господин Дудихин. По его мнению, CAPEX в 2,35 тыс долл за 1 кВт —
достаточно скромный показатель по сравнению с зарубежными проектами. За рубежом
CAPEX может варьироваться в диапазоне 3–7 тыс долл за 1 кВт, а
стоимость выработки, зафиксированная в договорах поставки на период
окупаемости, может составлять 45–75 долл за 1 кВт•ч.