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.