Стоимость модернизации 477 МВт устаревшей генерации на удаленных территориях Дальнего Востока может составить около 80 млрд руб. По планам Минэнерго и «РусГидро», инвесторы окупят вложения через энергосервисные контракты за счет сохранения в тарифе экономии топлива. Для улучшения экономики проектов Минэнерго предлагает давать инвесторам льготные кредиты и налоговые преференции. Однако многие проекты на Дальнем Востоке убыточны и не могут окупиться через энергосервис, отмечают эксперты, предлагая разработать новые механизмы поддержки.
МОСКВА, 14 июня (BigpowerNews) — Стоимость программы модернизации локальной
генерации в изолированных энергорайонах Дальнего Востока может составить около
80 млрд рублей, сообщает «Коммерсант» со ссылкой на источники в отрасли.
Такая сумма необходима для обновления 270 дизельных электростанций (ДЭС) на
477 МВт. Программу модернизации разрабатывает Минэнерго совместно с
«РусГидро», ВЭБ.РФ и регионами по поручению президента РФ. В апреле в Минэнерго
говорили, что программа готовится к утверждению, напоминает газета.
Необходимость обновления генерации в удаленных районах Дальнего Востока и
Арктики обсуждается несколько лет. В населенных пунктах, где проживают более
300 тыс. человек, работает 800 МВт ДЭС с износом свыше 60%.
Себестоимость выработки на некоторых объектах — более 300 рублей за
1 кВт•ч. Конечные тарифы приходится снижать за счет субсидий. В некоторых
регионах, включая Якутию, Камчатку, Чукотку и Сахалин, с 2017 года тарифы
снижают за счет доплаты промышленности остальной части страны (свыше
30 млрд рублей в год).
Минэнерго предлагает привлекать инвесторов к модернизации по механизму
энергосервисных контрактов. Инвестор строит ДЭС, ВИЭ и накопитель, а после
запуска объекта возвращает вложения за счет сохранения в тарифе экономии
расходов на топливо в течение 15 лет. «РусГидро» использует механизм с 2020
года: по энергосервису запущено шесть объектов в Якутии на 12 МВт.
Экономия топлива за год — 27%.
На первом этапе программы планируется модернизировать 73 объекта в Якутии и
семь на Камчатке общей мощностью более 150 МВт до 2026 года, пишет
«Коммерсант». В «РусГидро» пояснили газете, что холдинг отобрал эти проекты «по
критерию обеспечения надежности энергоснабжения потребителей» и уже заключил с
инвесторами энергосервисные контракты. Стоимость модернизации объектов, по
сведениям издания, предварительно оценивается в 20 млрд рублей.
Программа Минэнерго — это, по сути, поиск льготного госфинансирования под
конкретные инвестпроекты, говорит один из собеседников газеты. Весной в
Минэнерго рассказывали, что предлагают выдавать инвесторам льготные кредиты и
некие налоговые преференции. В ВЭБ.РФ изданию сказали, что программа
модернизации, которая в том числе будет определять источники финансирования,
находится в разработке, поэтому комментарии «пока преждевременны».
В «РусГидро» рассказали, что стоимость проектов за последние два года
выросла в том числе из-за роста цен на оборудование и санкционных ограничений.
Основной барьер для инвесторов — дороговизна кредитов (в среднем необходима
ставка 2–3%), отмечает газета.
Проблема заключается в том числе в несовершенстве механизма энергосервиса.
Небольшие объекты (до 1 МВт) в большинстве случаев убыточны, реализовать
их по энергосервису невозможно, поэтому необходимо искать другие механизмы
поддержки, говорит Владимир Тощенко, гендиректор «Арктик Пауэр Кэпитал»
(построила по энергосервису пять объектов в Якутии со средней доходностью около
10% годовых). В 2021–2022 годах компания сознательно пропустила большинство
конкурсов на проекты в Якутии, поскольку доходность по ним, по оценкам «Арктик
Пауэр Кэпитал», составляла лишь 5–6%. Такие проекты в текущих экономических
условиях ни инвесторы, ни банки не будут финансировать, говорит В. Тощенко.
Для комплексной модернизации локальной энергетики и повышения ее
эффективности нужны системные меры, считают в Корпорации развития Дальнего
Востока (КРДВ). Корпорация предлагает создать отдельный Фонд развития
распределенной генерации (по аналогии с Фондом содействия реформированию ЖКХ),
говорит руководитель направления по энергетике и ЖКХ КРДВ Максим Губанов. Это
позволит заниматься совершенствованием нормативной базы, долгосрочным
планированием инвестпроектов, выбирать оптимальные механизмы привлечения
инвестиций, включая инструменты государственно-частного партнерства (ГЧП).
Владимир Тощенко приводит пример возможного механизма в рамках ГЧП: для
объекта фиксируется предельный уровень CAPEX, OPEX и норма доходности в 12–13%
годовых, из чего рассчитывается необходимая выручка для гарантированного
возврата инвестиций. При этом конечный тариф должен быть привязан к фактической
экономии топлива, отмечает он, пишет «Коммерсант».