Как выяснил “Ъ”, некоторые блоки, построенные за счет повышенных платежей с энергорынка, сразу после прекращения этих платежей перестали быть нужны. «Интер РАО» и «Квадра» закрыли два энергоблока, построенных по программе договоров поставки мощности, введенных при реформе РАО «ЕЭС России».

«Интер РАО» вывeло блок на 330 МВт на Каширской ГРЭС, а «Квадра» — парогазовый блок на 52 МВт на Елецкой ТЭЦ. Объекты полностью окупились, получив с энергорынка в общей сложности, по данным “Ъ”, около 27 млрд руб. В «Интер РАО» говорят, что закрыли блок из-за убытков, а в «Квадре» заявляют о проблемах с оборудованием.

Набсовет «Совета рынка» (регулятор энергорынков) рассмотрит вопрос о прекращении поставки мощности с двух новых энергоблоков «Интер РАО» и «Квадры» на заседании 24 февраля (проект протокола есть у “Ъ”). «Интер РАО» просит с 1 марта текущего года прекратить поставку мощности с третьего угольного энергоблока Каширской ГРЭС, а «Квадра» — с 1 апреля с парогазового блока Елецкой ТЭЦ. Причем фактически энергоблоки уже не работают, следует из материалов к заседанию (есть у “Ъ”). Блок на Каширской ГРЭС закрыт 1 января 2021 года, а блок Елецкой ТЭЦ — 27 января 2021 года. В Минэнерго не ответили на запрос “Ъ”, в «Совете рынка» отказались от комментариев.

Оба энергоблока были построены по договорам на поставку мощности (ДПМ), запущенным при реформе РАО «ЕЭС России». Контракты гарантируют инвестору окупаемость проекта за счет повышенных платежей энергорынка за мощность. Базовая доходность — 14% (при ОФЗ 8,5%). После завершения повышенных платежей станции на общих условиях участвуют в конкурентном отборе мощности (КОМ), но цены КОМ в несколько раз ниже цен ДПМ.
 
Третий энергоблок на 330 МВт Каширской ГРЭС «Интер РАО» стоимостью 5,6 млрд руб. фактически начал поставку мощности по ДПМ 1 января 2011 года, а в мае 2019 года повышенные платежи прекратились. Платеж за мощность за десять лет, по данным “Ъ”, составил 21,9 млрд руб.

В «Интер РАО — Управление электрогенерацией» заявили “Ъ”, что выводят блок в рамках полного закрытия станции, причина — отрицательные финансово-экономические показатели из-за быстрого роста цен на уголь.

Стоимость доставки угля из Кузбасса выросла в 2,2 раза с 2008 года, отмечают в компании. Станция оказалась не востребована: в 2020 году загрузка составляла 6,8%, а платеж в КОМ не компенсировал «значительные постоянные затраты на поддержание обширной и имеющей высокий износ общестанционной инфраструктуры».

Энергоблок-ПГУ на Елецкой ТЭЦ «Квадры» фактически начал поставлять мощность по ДПМ с января 2011 года. Повышенные платежи завершились в марте 2019 года. Общий платеж за десять лет, по данным “Ъ”, составил 4,83 млрд руб. В «Квадре» объясняют закрытие блока проблемами с оборудованием. «Экспериментальная программа производства
отечественных газовых турбин такой мощности производителем была свернута,— пояснили “Ъ” в компании.— Оборудование являлось уникальным и не подлежало дальнейшему обслуживанию». В состав блока входят два газотурбинных агрегата по 20 МВт каждый производства ФГУП «ММПП "Салют"».

«Интер РАО» и «Квадра» успели вывести два ДПМ-блока до изменения законодательства. Сейчас у других компаний с ДПМ-объектами такой возможности больше нет: 30 января правительство опубликовало постановление, которое разрешает закрытие новых ДПМ-объектов только через 25 лет после даты начала поставки мощности.

«Регулятор заставил потребителей в сжатые сроки с повышенной доходностью окупить энергоблоки поставщиков, а те, вместо того чтобы работать на общее благо, решили скоропостижно вывести их из эксплуатации»,— заявили “Ъ” в «Сообществе потребителей энергии», призвав генераторов вернуть в экономику всю полученную доходность.

Непрозрачность формирования перечня инвестпроектов программы ДПМ и их параметров — одна из основных претензий, на которые указывали потребители, напоминает старший аналитик Центра энергетики МШУ «Сколково» Юрий Мельников. Елецкая ПГУ и третий блок Каширской ГРЭС — среди ярких примеров, отмечает он: оба объекта были мало востребованы на рынке.

«Сейчас многие инвестрешения, которые принимались в отношении этих объектов 15–20 лет назад, представляются неоптимальными и избыточными»,— говорит эксперт, отмечая, что в текущей программе модернизации старых ТЭС ситуация может повториться.