Генерация вполцены
22 января 2026 г.«Эн+ Генерация» (входит в En+ Group) объявила, что вложит в проект строительства Забайкальской ТЭС мощностью 1,05 ГВт более 400 млрд рублей. Это более чем вдвое меньше зафиксированной цены конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГО), на котором компания получила право строительства трёх новых блоков по 350 МВт в Забайкальском крае. «Переток» попытался разобраться, что включает оставшаяся часть капитальных затрат, и это оказалось непросто. Часть собеседников на рынке полагают, что для повышения прозрачности и предсказуемости отборов необходимо принять методику расчёта и оценки затрат на строительство энергообъектов. Впрочем, у идеи есть и оппоненты.
Выиграв накануне Нового года КОМ НГО, проводившийся для ликвидации прогнозного энергодефицита на юго-востоке Сибири, «Эн+ Генерация» 16 января прокомментировала итоги отбора. Компания построит ТЭС в составе трёх блоков по 350 МВт каждый для покрытия спроса в Забайкальском крае и соседней Бурятии. Поэтапный ввод новой мощности запланирован на второе полугодие 2031 года и должен завершиться к 1 декабря того же года. Объём капитальных затрат (CAPEX) составит более 400 млрд рублей, сообщил инвестор.
Озвученная сумма – около 400 млн рублей в пересчёте на 1 МВт установленной мощности – вызвала дискуссии в профильных Telegram-каналах, так как она более чем вдвое ниже потолка капзатрат, указанного в выигрывшей ценовой заявке Эн+ по проекту Забайкальской ТЭС на прошедшем КОМ НГО – 842 млн за 1 МВт или 884,1 млрд рублей за 1,05 ГВт. Участники обсуждения расходились в трактовках ситуации и составляющих конкурсного капекса. Отметим, что заявленный показатель не включает инвестиционную доходность: после ввода энергоблоков при расчёте цены их мощности на определённый на конкурсе объём капзатрат (842 млн рублей в нашем случае) начисляется доходность по базовой ставке 14%, которая корректируется в зависимости от ставок ОФЗ.
Исходя из объявленного «Эн+ Генерацией» объёма инвестиций в Забайкальскую ТЭС, на неосновные расходы может приходится до 55% от суммы капекса, определённого на КОМ НГО. Примерно та же ситуация по проектам двух блоков суммарной мощностью 155 МВт на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 ТГК-14, также отобранным на конкурсах: общий капекс составил 78,975 млрд рублей, заявленные компанией влождения – 31,8 млрд рублей (причём в 200 МВт генерации), то есть на неосновные статьи приходится 59,7%. У ещё одного отобранного в Сибири проекта – два блока по 230 МВт на Харанорской ГРЭС «Интер РАО» – показатель существенно ниже – 36,7%: прямые инвестиции составят 172 млрд рублей, сообщали в «Интер РАО», при утвержденном капексе в 271,86 млрд рублей.
«Переток» обратился за разъяснениями к регуляторам. В организаторе КОМ НГО – «Системном операторе» – пояснили, что ценовые вопросы конкурса не входят в его компетенцию. В Минэнерго не ответили на запрос. Ситуацию несколько прояснили в «Совете рынка»: информацией о составляющих капекса обладает только участник отбора, подающий заявку.
«В целях проведения КОМ НГО правительством РФ определяются предельные значения капитальных затрат (в ценах года начала поставки мощности), которые включают затраты на строительство объекта, затраты на технологическое присоединение к электрическим сетям, а в случае, если основным топливом является природный газ, также к сетям газораспределения (доли этих затрат не выделяются). Кроме того, в решении правительства РФ в составе предельных капитальных затрат отдельно выделяются затраты, связанные с уплатой налога на прибыль и налога на имущество организаций. Участник отбора в ценовой заявке указывает совокупное значение капитальных затрат, не превышающее вышеуказанное установленное ограничение. Отдельно указываются значения затрат, связанных с уплатой налогов. Таким образом, информацией о конкретных значениях отдельных составляющих, в том числе о затратах на строительство генерирующего объекта, расходах на схему выдачи мощности, учтённых при формировании заявки, обладает только участник отбора», – сообщили «Перетоку» в «Совете рынка».
Согласно извещению о проведении КОМ НГО, из 884,1 млрд рублей общих капзатрат на проект 210 млрд рублей заберёт государство в виде налогов на прибыль и имущество (153 млн и 47 млн рублей на 1 МВт соответственно). Это стандартная практика, в проектах новых электростанций на налоги приходится около 25%, подтверждает источник «Перетока» в отрасли. Снижение налоговой нагрузки на проекты новой генерации обсуждается перманентно, последняя активизация прошла минувшей осенью в рамках дискуссии о мерах поддержки отрасли для сдерживания роста цен на электроэнергию в интересах потребителей и экономики в целом. В энергосекторе у этого решения, способного на четверть удешевить стоимость новой генерации, противников нет. Но традиционно такие шаги, даже точечные, вызывают противодействие финансового блока правительства, что снижает вероятность поддержки за счёт налоговых послаблений на фоне бюджетного дефицита.
Утверждённый на конкурсе капекс учитывает прогнозную инфляцию до 2031 года, что также увеличивает финальную стоимость проекта. Но опыт последних лет показывает, что инфляционные ожидания властей, тем более на среднесрочный период, зачастую расходятся с фактическими показателями, фиксируемыми Росстатом. Оставшуюся часть капитальных затрат для угольной ТЭС формируют расходы на подключение станции к электросетям (схема выдачи мощности), на которые приходится около 10% от общей стоимости проекта, а также расходы на электроэнергию на собственные нужды – примерно 8%, рассказал собеседник «Перетока».
Непрозрачность механизма формирования капитальных затрат, утверждаемых правительственной комиссией по развитию электроэнергетики, порождает непонимание ситуации в секторе. Это вызвано отсутствием единой утверждённой методики расчёта и оценки затрат на строительство энергообъектов, говорит другой источник в отрасли. «Было бы меньше вопросов, больше прозрачности и, как следствие, предсказуемости отборов, если бы Минэнерго выпустило соответствующую методику», – считает он.
В «Сообществе потребителей энергии», куда входит аффилированный с Эн+ производитель алюминия «Русал», отметили, что причины прироста уровня капитальных затрат по проектам КОМ НГО им непонятны. При этом в ассоциации поддерживают создание оценочной методики и уже инициировали процесс её создания, но пока безрезультатно.
«Правительственное поручение по нашей инициативе о создании методики ценообразования для отборов мощности почему-то отложили в долгий ящик. Её появление помогло бы повысить предсказуемость и прозрачность отборов», – заявили «Перетоку» в объединении промпотребителей.
Тезис о том, что непрозрачность КОМ НГО во многом связана с отсутствием единой утверждённой методики, в целом справедлив, считает руководитель группы аналитики в энергетике Kept Сергей Роженко. Сегодня регулятор – через «Совет рынка» – оперирует агрегированным показателем «совокупных капитальных затрат», оставляя детализацию на усмотрение участника, что снижает сопоставимость заявок и усложняет интерпретацию результатов отборов. При этом значимая часть «нестроительных» затрат объективно неподконтрольна генерирующим компаниям, отмечает он. Речь идёт о строительстве и развитии электросетей, газопроводной инфраструктуры, а также железнодорожном обеспечении и топливной логистике для угольных проектов. Эти затраты формируются под влиянием решений сетевых и инфраструктурных монополий, региональной схемы развития и сроков реализации смежных объектов и, по сути, лежат за пределами управляемого контура инвестора генерации.
«С практической точки зрения задача «инфраструктурной оптимизации» должна решаться на уровне Генеральной схемы и Схемы и программы развития энергосистем (СиПР), где роль «Системного оператора» – провести комплексный системный анализ совокупных затрат (генерация + сети + топливо + ограничения надёжности) и выбрать экономически оптимальный вариант развития. В этом случае инфраструктурная составляющая могла бы учитываться через стандартный коэффициент или норматив, отражающий региональные условия, а не напрямую «зашиваться» в конкурсный капекс конкретного инвестора. Такой подход позволил бы разграничить ответственность между системным планированием и инвестиционными решениями, повысить прозрачность КОМ НГО и снизить риск того, что цены отборов будут искажаться инфраструктурными факторами, не связанными с эффективностью самой генерации», – полагает эксперт.
Впрочем, в секторе есть и скептики, указывающие на практический опыт применения подобных методик, в которых, зачастую, прописываются абсолютные показатели, а не соотношения.
«Пока методику выпустят, она уже два года как устареет и её придётся постоянно догоняюще корректировать. Текущая жизнь в отечественной энергетике богаче методик», – говорит собеседник из числа участников отрасли.