Генерация Дальнего Востока ищет инвестора

По данным “Ъ”, 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.

Рисунок: Виктор Чумачев, Коммерсантъ

Стоимость программы модернизации локальной генерации в изолированных энергорайонах Дальнего Востока может составить около 80 млрд руб., рассказали источники “Ъ” 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. Сейчас на запрос “Ъ” в министерстве не ответили.

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 руб. 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 руб. 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 (см. “Ъ” от 17 июля 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. В «РусГидро» пояснили “Ъ”, что холдинг отобрал эти проекты «по критерию обеспечения надежности энергоснабжения потребителей» и уже заключил с инвесторами энергосервисные контракты. Стоимость модернизации объектов, по сведениям “Ъ”, предварительно оценивается в 20 млрд руб.

Программа Минэнерго — это, по сути, поиск льготного госфинансирования под конкретные инвестпроекты, говорит один из собеседников “Ъ”.

Весной в Минэнерго рассказывали, что предлагают выдавать инвесторам льготные кредиты и некие налоговые преференции. В ВЭБ.РФ сказали “Ъ”, что программа модернизации, которая в том числе будет определять источники финансирования, находится в разработке, поэтому комментарии «пока преждевременны».

В «РусГидро» рассказали “Ъ”, 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%).

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 господин 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.