Статус вынужденной генерации для ТЭС планируют продлить на 2029 г

Энергорынок и в 2029 году продолжит платить за мощность новых ТЭС, не попавших в программу договоров на поставку мощности и получивших статус вынужденной генерации. Так, около 466 МВт претендуют на получение повышенного вынужденного тарифа для возврата инвестиций, хотя в большинстве случаев эти ТЭС уже должны были окупить свои инвестиции. Это может обойтись в дополнительные 1,5 млрд рублей. Потребители и аналитики считают, что пора снять лишнюю нагрузку с энергорынка, ограничив срок выплат для таких станций. Правительство может продлить статус вынужденной генерации по теплу на 2029 год для 466,2 МВт новой генерации. Таким образом, собственники продолжат возмещать инвестиции в новые электростанции за счет повышенных вынужденных тарифов, хотя большинство из них уже должно было достичь окупаемости, говорят собеседники «Коммерсанта», знакомые с ситуацией. В вынужденном режиме (ВР) также будут работать еще 416 МВт мобильных ГТЭС, необходимых для подстраховки энергосистемы юга, следует из материалов заочного заседания правкомиссии по развитию электроэнергетики, которое прошло 10 декабря, пишет газета. Статус вынужденной генерации обычно дается не новым, а устаревшим и неэффективным станциям, которые пока невозможно заместить. Год к году тариф для них сокращается, стимулируя собственника к выводу старой мощности. Однако на правкомиссии речь идет о новых ТЭС, построенных уже после реформы РАО «ЕЭС России» и поэтому не попавших в обязательные инвестпрограммы, в рамках которых вложения возмещались бы по договорам на поставку мощности (ДПМ) с более высокими выплатами энергорынка. Для них был придуман альтернативный механизм, по которому эта новая генерация признается «вынужденной», чтобы инвесторы также могли получать повышенный тариф на мощность. Такие ТЭС, в отличие от ДПМ-генерации, не были обременены обязательствами в виде точной локации, соблюдения сроков и получения штрафов за опоздания или запретом на вывод из эксплуатации менее чем за 20 лет после ввода. На 2029 год вынужденный статус предлагается продлить для Шахтинской ГТЭС (100 МВт, принадлежит ГК «Мегаполис», запущена в 2010–2012 годах), ТЭЦ ПГУ «ГСР Энерго» (104,3 МВт, введена в феврале 2015 года), Юго-Западной ТЭЦ (185 МВт, принадлежит правительству Санкт-Петербурга, ввод — апрель 2012 года) и угольной Кемеровской ТЭЦ (80 МВт, Сибирская генерирующая компания, СГК, запуск — 1993–2003 годы). Последняя имеет статус единой теплоснабжающей организации в своем регионе и также может получать повышенный тариф за тепло. По информации «Коммерсанта», из письма «Совета рынка» следует, что 11 энергоблоков (386,2 МВт), претендующих на статус «вынужденных» по теплу на 2029 год, введены в эксплуатацию после 2007 года. Тогда их цена на мощность не могла превышать цену для аналогичных станций, построенных по договорам ДПМ. Сейчас такое ограничение неактуально, поскольку по сопоставимым объектам ДПМ поставка мощности завершилась. По мнению регулятора, эти станции тоже должны участвовать в конкурентном отборе мощности (КОМ) после окончания действия ДПМ. Кроме того, по информации «Совета рынка», все генерирующие объекты, относящиеся к «вынужденным по теплу», кроме ТЭЦ ПГУ «ГСР Энерго», введены в эксплуатацию в 2010–2012 годах, соответственно, пятнадцатилетний срок эксплуатации оборудования заканчивается в 2025–2027 годах. В Минэнерго и ФАС «Коммерсанту» не ответили. В «Совете рынка» газете сообщили, что не обладают информацией о параметрах окупаемости инвестиций для вынужденной генерации, а также о намерениях вывести ее из эксплуатации. Там добавили, что на сегодня нет ограничений по срокам действия ВР для надежности теплоснабжения. Директор по работе на энергорынках СГК Антон Данилов пояснил «Коммерсанту», что существуют электростанции, как правило, небольшой мощности, которым не хватает цены КОМ при тех уровнях цены на тепло, которые устанавливает регулятор. Кроме того, рост условно-постоянных затрат за последние четыре года опережает темпы роста тарифов на тепло и цены КОМ, поэтому все больше электростанций становятся убыточными. Механизм ВР регулятору, видимо, придется расширять, считает господин Данилов. В других компаниях не ответили, отмечает «Коммерсант». В «Сообществе потребителей энергии» (представляет интересы крупной промышленности) замечают, что проблема регулирования платежей для новых электростанций, не вошедших в список объектов ДПМ и использующих статус «вынужденной генерации» для компенсации инвестиций, обсуждается много лет, но решения до сих пор нет. «Утверждение нормативных ограничений для окупаемости таких объектов могло бы завершить эту давнюю дискуссию»,— подчеркивают там. По оценкам директора Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергея Сасима, цена поставки мощности в ВР существенно выше цены КОМ — превышение в 2029 году может составить от 47% до 253%. Дополнительный платеж потребителей за эти ТЭС может составить около 1,5 млрд рублей, но в общем объеме платежей за мощность (в 2029 году — примерно 1,9 трлн рублей) эта величина незначительна. Исходя из того, что оплата мощности вынужденной генерации транслируется на тот регион, в котором она функционирует, стоимость электроэнергии в соответствующем субъекте РФ в 2029 году, по его оценкам, не превысит 1%. Сергей Сасим указывает также на непрозрачность схемы окупаемости вынужденных ТЭС. «Корректнее было бы ограничить возможность оплаты мощности по тарифу ВР сроком в 15 лет»,— замечает он.