Ъ: «Строительство новых электростанций предлагают финансировать их главным потребителям»

«Сообщество потребителей энергии» предлагает строить электростанции в дефицитных регионах по принципу take-or-pay, чтобы новую мощность оплачивали потребители – заказчики дополнительной генерации, следует из письма директора ассоциации Валерия Дзюбенко в адрес вице-премьера Александра Новака (с документом от 22 февраля ознакомилась газета). Правило позволит «повысить ответственность участников рынка», снизив тарифную нагрузку на остальных, пишет г-н Дзюбенко. Г-н Новак 5 марта поручил Минэнерго совместно с ФАС и Минэкономики представить согласованные предложения в правительство. Механизм take-or-pay пока предполагается применить только для оплаты мощности газовой ТЭС «Интер РАО» на 550 МВт в Якутии. Станцию нужно запустить к 1 июля 2028 года для выдачи мощности в энергодефицитный Бодайбинский энергорайон Иркутской области. Дефицит возник в основном из-за четырех заявителей: ОАО РЖД (план годового потребления – 284 МВт•ч в 2028–2031 годах), «Полюс» (252 МВт•ч), ИНК (215 МВт•ч), а также Ковыктинское месторождение «Газпрома» (до 56,5 МВт•ч). Согласно правилам оптового энергорынка, эти потребители будут обязаны оплачивать объём, указанный в заявке, даже если фактическое потребление окажется ниже. Впрочем, регламенты рынка в этой части ещё не менялись. Проекты строительства новой генерации в дефицитном регионе отбираются на конкурентном отборе мощности новой генерации (КОМ НГО). Победитель конкурса будет окупать затраты 20 лет через повышенные платежи за мощность при базовой доходности 12% (при ставке ОФЗ 8,5%). Объект для Бодайбинского энергорайона стал исключением: проект станции «Интер РАО» был выбран правительством, поскольку на конкурс по наименьшей цене никто не пришел. Норма доходности для объекта – 13,25%, CAPEX ещё не утверждён. «Интер РАО» объявляло о планах инвестиций в размере 257 млрд рублей, однако ценник может существенно вырасти, говорят источники «Коммерсанта». В конце февраля прошёл конкурс КОМ НГО в энергодефицитных энергорайонах Сибири. На отборе выиграли два проекта «Эн+» на 460 МВт с общим CAPEX 109,9 млрд рублей и один проект ТГК-14 на 65 МВт за 26,3 млрд рублей. Запуск станций – 2029 год. Объём суммарного платежа за мощность за 20 лет оценивается в 775 млрд рублей. При этом объём непокрытого дефицита составляет ещё 700 МВт, поэтому может понадобиться ещё один конкурс. Новые стройки в Сибири необходимы для покрытия потребностей более 30 компаний, но основной заявитель – ОАО РЖД с планом годового максимального потребления 644 МВт•ч до 2029 года. Энергодефицит также ожидается в энергосистеме юга РФ, вплоть до 1,3 ГВт, а также на Дальнем Востоке – до 1,9 ГВт. «Системный оператор» уже рекомендует проводить КОМ НГО на юге. Провести конкурс на Дальнем Востоке можно будет только после запуска энергорынка. Для всех проектов строительства нужно создать единообразные подходы по оплате мощности, пишет Валерий Дзюбенко. Без повышения ответственности потребителей есть риски «избыточного строительства новой мощности, её последующей недозагрузки и неоправданного роста нагрузки на других потребителей», которые будут вынуждены оплачивать генерацию, построенную в интересах других игроков. Инициатива по внедрению take-or-pay выглядит вполне разумно, а рынок мощности позволяет её внедрить, говорит Сергей Роженко из Kept. Прообраз подобного инструмента – поддержание так называемой вынужденной генерации для теплоснабжения, когда регион-инициатор оплачивает 50% дополнительной нагрузки, из-за чего более взвешенно подходит к принятию решений, отмечает он. При этом для реализации идеи потребителей возможны организационные сложности: крупные компании редко являются субъектами оптового рынка, работая через сбытовые компании, которые не имеют активов для обеспечения исполнения обязательств.