По данным “Ъ”, Минэнерго занялось оптимизацией капитальных и эксплуатационных затрат новых АЭС, чтобы сдержать нагрузку на энергорынок, который будет оплачивать их мощность. Потолок капзатрат зафиксируют на уровне цены последних построенных АЭС, а из операционных расходов вычтут избыточные затраты. Общий платеж за мощность новых блоков составит 5 трлн руб. за 25 лет. Промышленность поддерживает подход министерства. В «Росатоме», не называя точных ценовых параметров своих станций, ожидают от новой методики прозрачности платежей за мощность.
Рисунок: Виктор Чумачев, Коммерсантъ
Рисунок: Виктор Чумачев, Коммерсантъ
Минэнерго разработает новые подходы к расчету платежа за мощность АЭС, построенных после 2024 года. Основная задача — оптимизировать CAPEX и OPEX объектов, рассказали “Ъ” источники, знакомые с обсуждением вопроса. «Росатом» строит новые станции по механизму договоров поставки мощности (ДПМ): после запуска энергоблок будет получать повышенные платежи за мощность для возврата инвестиций. Гарантированную окупаемость уже получили два блока Курской АЭС-2 на реакторах ВВЭР-ТОИ.
При расчете CAPEX Минэнерго будет ориентироваться на фактическую стоимость строительства последних АЭС на ВВЭР-1200, наиболее похожих на ВВЭР-ТОИ, рассказали “Ъ” несколько собеседников.
Потолок удельной цены затрат предлагается установить на уровне стоимости Нововоронежской АЭС-2 — 184,1 тыс. руб. за 1 кВт (в ценах 2021 года).
Наиболее спорный вопрос — определение эксплуатационных затрат. «Росэнергоатом» (РЭА, входит в «Росатом», управляет российскими АЭС) оценивал OPEX в 1,89 млн руб. за 1 МВт с учетом расходов центрального аппарата (см. “Ъ” от 23 августа 2022 года).
По данным “Ъ”, предельный OPEX, предложенный Минэнерго, составит около 1,41 млн руб. за 1 МВт (в ценах 2021 года).
Министерство хочет исключить из OPEX, в частности, представительские расходы центрального аппарата РЭА, затраты на переводчиков, рекламу, медицинские страховки и судебные издержки, говорят источники “Ъ”.
Предполагается, что CAPEX каждого второго блока будет снижаться. Каждый следующий блок также будет иметь более низкий OPEX. Новая методика будет закреплена в постановлении правительства.
Один из источников “Ъ” отметил, что предложения Минэнерго согласованы правительством, министерству поручено разработать нормативно-правовые акты для определения договоров и параметров по новым АЭС после 2025 года, а ФАС — методику расчета цены. «О конкретных параметрах по ценам говорить рано»,— отмечает собеседник “Ъ”.
Срок ДПМ для новых АЭС, как сообщал “Ъ”, может составить 25 лет, базовая доходность — 10,5% в год. При таких параметрах общий платеж энергорынка за мощность восьми блоков может составить около 5,1 трлн руб. (в ценах 2021 года). Если срок ДПМ составит 40 лет с доходностью в 8% или 60 лет с доходностью в 6%, то суммарная нагрузка на энергорынок за период поставки также составит примерно 5,1 трлн руб.
В РЭА рассказали “Ъ”, что Минэнерго, Минэкономики, ФАС и «Росатом» работают над совершенствованием механизма ДПМ, а именно над введением предельных (эталонных) показателей по возврату капитальных и эксплуатационных затрат, установлением базовой доходности и периода ДПМ. «Работа направлена на балансировку интересов атомной генерации и потребителей, в том числе на прозрачность расчета платежа и предсказуемость нагрузки на потребителей»,— отметили там.
Ранее плата за мощность по ДПМ АЭС рассчитывалась исходя из фактически понесенных затрат.
Формирование нового механизма ДПМ — «следующий важный шаг по повышению эффективности работы оптового энергорынка», утверждают в РЭА. «Что касается цифр, то на этапе подготовки доклада Минэнерго они согласованы всеми ведомствами, в том числе и "Росатомом",— сообщили в концерне.— Тем не менее работы продолжаются, и конкретные цифры корректно называть лишь после выхода соответствующего постановления правительства». В Минэнерго, ФАС и Минэкономики не ответили на запрос “Ъ”.
Промышленные потребители энергии поддерживают предложения Минэнерго по оптимизации капитальных и эксплуатационных затрат новых АЭС.
«Необходимо сделать платежи за новые атомные энергоблоки и их возможные эффекты для экономики более сопоставимыми, иначе зачем переплачивать за новую технологию»,— заявили “Ъ” в «Сообществе потребителей энергии».
Среди новых опций ВВЭР-ТОИ — маневрирование мощностью. По оценкам РЭА, суточный диапазон изменения активной мощности — от 100% до 50% от номинальной мощности.
По сравнению с действующими в РФ блоками такая маневренность уникальна, но вряд ли будет востребована и принесет реальный коммерческий эффект, считает Олег Дудихин из Kept. В энергосистеме РФ нет дефицита регулировочных мощностей, а работа АЭС наиболее экономически эффективна в базовом режиме.
Однако блоки на ВВЭР-ТОИ могут заинтересовать страны с относительно небольшими энергосистемами или с дефицитом маневренных мощностей, говорит господин Дудихин. По его мнению, CAPEX в $2,35 тыс. за 1 кВт — достаточно скромный показатель по сравнению с зарубежными проектами. За рубежом CAPEX может варьироваться в диапазоне $3–7 тыс. за 1 кВт, а стоимость выработки, зафиксированная в договорах поставки на период окупаемости, может составлять $45–75 за 1 МВт•ч.