По данным «Коммерсанта», Минэнерго готовит корректировку последних отборов по программе модернизации старых ТЭС. Предлагается перераспределить квоты в пользу Сибири и Дальнего Востока, расширить доступ к ним для крупных проектов и ужесточить условия отбора парогазовых установок. Генерирующие компании и машиностроители добиваются расширения программы вдвое, тогда как крупные потребители выступают за отсрочку новых отборов на один-два года.
Минэнерго предлагает изменить правила последних отборов по программе
модернизации старых ТЭС, чтобы перераспределить мощности в пользу Сибири и
Дальнего Востока и включить крупные проекты, не умещающиеся в текущие квоты.
Эти инициативы обсуждались на совещании в министерстве, сообщает «Коммерсант»,
которому удалось ознакомиться с протоколом от 9 сентября.
Программа модернизации генерации, запущенная в 2022 году, предполагает
обновление 41 ГВт старой мощности до 2031 года. Энергетики уже обсуждают
ее возможное продление до 2042 года.
На два оставшихся отбора программы модернизации старой генерации — на 2030 и
2031 годы — приходится по 2 ГВт мощности. По текущим правилам для первой
ценовой зоны (европейская часть РФ и Урал) предусмотрена квота в 1,45 ГВт,
для второй, включающей Сибирь и Дальний Восток,— только 550 МВт. При этом
в Сибири потенциальный спрос может превысить квоту: в числе потенциальных
участников — Березовская ГРЭС «Юнипро» с объемом заявки более 800 МВт.
Минэнерго предлагает повысить предельный объем отбора для Сибири и
Дальневосточного федерального округа до 1 ГВт и признавать отобранным
замыкающий по показателю эффективности проект, если превышение общей квоты
составит не более 500 МВт.
Также предлагается увеличить на 10% оплату мощности для объектов,
расположенных в изолированных энергосистемах, если они отобраны до 2025 года.
«Совет производителей энергии» (СПЭ), согласно протоколу совещания, продолжает
настаивать на увеличении общей квоты до 4 ГВт. Но, по данным на третий
квартал, задержки с поставками основного оборудования достигают уже
7,1 ГВт.
Отдельные корректировки предлагаются для проектов с газотурбинными
установками (ГТУ). Дополнительный отбор, рассчитанный на 5 ГВт, завершился
в октябре 2025 года, но отобрано было лишь 1,003 ГВт. В итоге на следующий
отбор предлагается допустить не более 1 ГВт парогазовых установок (ПГУ).
Инвесторы должны будут фактически построить новый энергоблок с новыми газовой и
паровой турбинами, главный корпус и градирню либо ПГУ с суперсверхкритическими
параметрами пара.
Предельный CAPEX для ГТУ мощностью 90–170 МВт предлагается увеличить до
217 млн руб. за 1 МВт. Генкомпании ранее просили 275 млн руб. за
1 МВт для ГТУ мощностью 130 МВт и 331 млн руб. за 1 МВт для
турбин мощностью 90–130 МВт.
Ужесточение требований связано с низкой востребованностью проектов ГТУ и
проблемами с поставками оборудования. Из десяти газовых турбин, находящихся
сейчас на этапе производства, по шести нарушены сроки поставки, говорится в
материалах. В Минэнерго, «Системном операторе» (диспетчер энергосистемы) и
Объединенной двигателестроительной корпорации (входит в «Ростех») от
комментариев отказались.
В «Совете рынка» указывают, что модернизация дешевле нового строительства,
поэтому они поддерживают совершенствование и дальнейшее использование механизма
отборов по модернизации ТЭС.
В «Силовых машинах» отмечают, что предлагаемые параметры не решают задачи
развития генерации и загрузки российских машиностроителей. По мнению компании,
необходимо оперативно провести отбор с корректировкой CAPEX и квотой на ПГУ не
менее 4 ГВт. «Совокупная мощность российских производителей газовых турбин
составляет 3 ГВт в год, поэтому отбор на 4 ГВт обеспечит лишь
минимальную загрузку мощностей и позволит сохранить квалифицированный персонал
и компетенции»,— поясняют там. В компании добавляют, что в 2025 году при квоте
5 ГВт были поданы заявки на 17 ГВт, однако из-за нереалистичного
CAPEX в 180 млн руб. за 1 МВт отобраны проекты лишь на 1 ГВт.
Практика реализуемых проектов «подтверждает обоснованность минимальной
стоимости строительства ПГУ на уровне 270 млн руб. за 1 МВт»,
утверждают в «Силовых машинах».
В СПЭ считают целесообразным утвердить квоты отбора на 2030 год в объеме
2,5 ГВт для первой ценовой зоны и 1,5 ГВт для второй. «Отсутствие
возможности проведения модернизации, особенно во второй ценовой зоне при
нарастающих энергодефицитах в ОЭС Сибири, будет приводить к негативным
последствиям для функционирования ТЭС в составе энергосистемы»,— поясняют там.
В СПЭ также отмечают, что CAPEX в 217 млн руб. за 1 МВт находится
ниже порога окупаемости проектов и создает риск срыва конкурса. Вместо этого
генкомпании предлагают провести отбор ПГУ и паросиловых установок отдельно от
программы модернизации, актуализировав CAPEХ, и перенести начало поставок на
2032 год.
В «Сообществе потребителей энергии» полагают, что следует отложить
проведение отборов на один-два года, а также перенести срок ввода уже
отобранных, но некритичных проектов. Там отмечают, что для потребителей сейчас
приемлемы точечные проекты в подтвержденных дефицитных районах. Сам подход к
отборам нужно доработать, считают потребители, установив предельный платеж по
годам, проводя отборы по минимальной приведенной стоимости электроэнергии
(LCOE) и фиксируя формулу учета топливных затрат.