18.12.2017 Журнал Интер РАО «Энергия без границ»
Дальнейшая судьба механизма договоров о предоставлении мощности (ДПМ) и финансирование о6новления отрасли стали самой горячей темой внутри энергосектора в конце уходящего года. 14 ноября президент РФ Владимир Путин одобрил запуск программы «ДПМ на модернизацию» за счёт высвобождающихся в связи с завершением выплат по ДПМ ТЭС. Генераторы оценивают модернизационные потребности в 1,2 трлн рублей. Впрочем, на эти деньги претендуют не только они и подрядчики. Смогут ли сети и альтернативная генерация также поучаствовать в освоении модернизационных средств в объёме 1,5 трлн рублей, вероятно, станет понятно уже в 2018 году.
Единственный блин не комом
Программа ДПМ в электроэнергетике, предполагающая строительство новых генерирующих мощностей и гарантию возврата инвестиций в течение 10 лет за счёт средств энергорынка, пока является единственным крупным проектом, реализованным без изменения «правил игры» по ходу воплощения. К примеру, внедрение механизма RAB-регулирования в сетях фактически свёрнуто, правила неоднократно менялись властями, единичные успешные примеры в регионах лишь подчёркивают общую картину: несмотря на все усилия, RAB так и не стал системой.
В 2010–2017 годах в рамках программы ДПМ было введено 33 ГВт новых мощностей ТЭС, 5,1 ГВт АЭС и 3,7 ГВт ГЭС. В это же время вывод старых мощностей осуществлялся значительно более медленными темпами – лишь 13 ГВт за восемь лет, что обеспечило профицит мощностей в Единой энергосистеме России (ЕЭС). Однако новые вводы не способны гарантировать надёжность энергосистемы, особенно в случае возможного роста потребления. По данным Vygon Consulting, средний возраст ТЭС, работающих на оптовом рынке, за восемь лет вырос с 31,6 до 32,2 года. Сейчас за рамками паркового ресурса работает 74% тепловых мощностей (110 из 149 ГВт). При этом ситуация с изношенностью мощностей в разрезе регионов и зон свободного перетока (ЗСП) выглядит по-разному: средний возраст теплового геноборудования в ЗСП «Северная Тюмень» составляет 9 лет, а в Мурманской области – 56 лет. В России до сих пор эксплуатируется более 100 МВт оборудования, введённого в 1930-е годы, отмечают в Vygon Consulting.
Большинство экспертов отрасли, в том числе экс-глава РАО «ЕЭС России», а ныне председатель правления «Роснано» Анатолий ЧУБАЙС, а также Минэнерго признают, что к 2023–2025 годам резерв мощностей в России будет исчерпан из-за роста потребления и вывода старых, неэффективных объектов. На этом фоне сектор активно обсуждал механизмы обновления мощностей, которые могли бы прийти на смену программе ДПМ. В октябре основые регуляторы сектора – «НП Совет рынка» и Минэнерго – представили согласованный вариант решения проблемы. Руководство отрасли остановило свой выбор на механизме двухэтапного КОМ (конкурентного отбора мощности), который, по сути, распространяет уже обкатанную систему ДПМ на модернизацию.
Логика решения проста: на 2020 год придётся максимум платежей по ДПМ ТЭС (по данным Vygon Consulting, 268 млрд рублей сверх прогнозной цены КОМ). Затем объём дополнительных средств, собираемых по этой строке с потребителей оптового рынка, резко снижается – до 7 млрд рублей к 2028 году. За счёт этого на рынке образуются так называемые высвобождающиеся средства – свободные деньги потребителей, которые ранее шли на оплату ДПМ ТЭС. Именно их теперь планируется направить на оплату модернизации мощностей, хотя потребители, конечно, хотели бы оставить сэкономленное у себя.
Новому ДПМ – быть!
Потребители отрицают саму необходимость дополнительных расходов и хотели бы просто уменьшить свои ежегодные траты на размер доплат за ДПМ ТЭС. На конференции «Совета рынка» в октябре директор «Сообщества потребителей энергии» Василий КИСЕЛЁВ заявил о и без того чрезмерной искусственной финансовой нагрузке на энергорынок и указал на недопустимость любых новых спецпрограмм, оплачиваемых потребителями. По его мнению, внутри генсектора и так достаточно собственных финансовых ресурсов для поддержания энергосистемы в рабочем состоянии. Однако другие участники дискуссии сочли такую позицию, мягко говоря, неаргументированной. Текущие регулярные платежи с энергорынка недостаточны для проведения масштабных программ обновления.
– Для поддержания среднего возраста ТЭС в ЕЭС России на горизонте до 2035 года необходимо ежегодно обновлять 2,4 ГВт мощностей при условии вывода самых старых генерирующих единиц той же мощности, – указывают в своём исследовании эксперты Vygon Consulting.
14 ноября на совещании у президента России Владимира Путина в дискуссии была поставлена точка. Глава Минэнерго Александр НОВАК представил комбинированный вариант продления поддержки отрасли за счёт средств энергорынка, который и был одобрен. Высвобождающиеся по мере завершения программы ДПМ ТЭС средства будут направлять генераторам для обновления мощностей через повышение цен КОМ. Озвученный Александром Новаком сценарий более детально уже представляли энергетикам руководители Минэнерго и «НП Совет рынка». Регуляторы остановили свой выбор на так называемом механизме двухэтапного конкурентного отбора мощности (КОМ). Его суть сводится к проведению двух конкурсных отборов ежегодно. Первым должен стать традиционный КОМ, на котором будет определяться цена мощности действующей генерации для потребителей. На втором этапе предполагается проводить конкурсный отбор на право модернизации мощностей в энергодефицитных районах.
Нормативную базу для модернизации теплоэнергетики нужно запускать в 2018 году, заявил Александр Новак в ходе совещания у президента. «Когда выйдет поручение, сроки будут согласованы. Мы считаем, что это нужно сделать в конце этого – начале следующего года, то есть в ближайшие несколько месяцев», – сказал глава Минэнерго.
В связи с завершением ДПМ в 2020−2030 годах в отрасли высвобождается около 1,5 трлн рублей, которые можно реинвестировать в модернизацию, пояснил министр. Это позволит обновить около 40 ГВт. Минэнерго предлагает ввести механизм возврата вложенных инвестиций со сроком окупаемости 15−20 лет, привязкой к доходности ОФЗ, штрафом за несвоевременное или неполное исполнение обязательств. Будут сформированы эталоны затрат на модернизацию, а проекты предлагается отбирать на конкурсной основе. Этот механизм стоит распространить и на Дальний Восток, добавил глава Минэнерго.
Ещё Александр Новак предложил продлить с нынешних четырёх до шести лет сроки конкурентного отбора мощности (КОМ), который определяет цены на действующие мощности. Предлагается также изменить ценовой коридор в рамках КОМ. По его словам, тогда можно будет продлить срок работы около 100 ГВт мощностей до 2030 года, после чего надо будет вернуться к вопросу об их модернизации.
Ранее оба варианта, представленных президенту, активно поддерживали генераторы. По мнению экспертов Ассоциации «Совет производителей энергии» (СПЭ), такое сочетание позволяет оптимально учесть интересы и потребителей, и генераторов.
В зависимости от стоимости модернизации энергооборудование условно разделили на две группы. В первую попало менее устаревшее, обновление которого обойдётся дешевле. Для модернизации 33,3 ГВт мощностей потребуется 230 млрд рублей, подсчитали в СПЭ ранее. Чтобы получить эти средства, достаточно увеличить цену последнего КОМ (на 2021 год) на 6% – это даст генераторам дополнительные 15 млрд рублей в год. Для первой ценовой зоны (Центр и Урал) цена КОМ на 2021 год составляет 134,4 тысячи рублей за 1 МВт, а вырастет до 160 тысяч. Для второй ценовой зоны (Сибирь) – подпрыгнет с 225,4 до 267 тысяч рублей.
Вторая группа оборудования потребует более крупных затрат. На модернизацию оставшихся 37,5 ГВт уйдет 900 млрд рублей. Расходы на обновление в расчёте на 1 кВт мощности составят 23,5 тысячи рублей – это всего 21% от стоимости строительства 1 кВт новых ВИЭ-мощностей.
Схема финансирования позволяет избежать сколь-либо значимого роста цен на энергорынке. Это подтвердил на встрече с Владимиром Путиным и глава Минэнерго. Он подчеркнул, что предлагаемый механизм модернизации не должен привести к росту платежей потребителей сверх инфляции. Александр Новак добавил, что стоимость модернизации ТЭС в 3–4 раза дешевле строительства новых мощностей, а сроки ввода составляют от одного года до трёх лет вместо трёх-шести лет в случае строительства новой генерации.
«Мы делили апельсин…»
Регуляторам и основным игрокам сектора предстоит договориться по нескольким ключевым параметрам новой программы. Наиболее очевидные среди них – это особенности ежегодного пересмотра параметров КОМ, методики расчёта доходности и механизм вывода вынужденной генерации. Однако до одобрения общей концепции новой системы у Владимира Путина основные участники рынка предпочитали не комментировать будущие «развилки», а сейчас занялись уточнением расчётов.
Впрочем, на повестке остаётся и более глобальный вопрос. Наряду с программами ДПМ ТЭС в России завершается программа господдержки возобновляемых источников энергии – ДПМ ВИЭ. В рамках неё уже распределены квоты на строительство около 5 ГВт солнечных и ветровых электростанций (СЭС и ВЭС), ещё 1 ГВт предстоит разыграть на конкурсе (срок ввода последних объектов текущей программы – 2024 год).
– Если весь объём высвобождающихся средств от ДПМ направить только на развитие тепловой генерации, то ВИЭ в России рискует не состояться как отрасль. Ведь целью стимулирования ВИЭ ставилось развитие российского машиностроения в этом секторе, но пока только производители солнечных панелей смогут выйти на экспорт без дальнейших мер поддержки на оптовом рынке. По ветрогенерации ещё только предстоит построить сами заводы по производству компонентов. Для становления этого сектора машиностроения 6 ГВт, скорее, недостаточно. В нашем понимании, необходимо продлить программу поддержки ВИЭ с 2025 года, чтобы машиностроительный комплекс, в первую очередь по ветру, достиг устойчивого развития в России и вырос до экспорта технологий, пояснил позицию менеджмента госкорпорации «Роснано» Анатолий Чубайс.
При реализации идеи о расширении программы ДПМ ВИЭ до суммарных 26 ГВт ВИЭ-энергетики теоретически могут претендовать на весь объём высвобождающихся средств. Однако пока власти не склонны поддерживать претензии «Роснано» и других альтернативных генераторов.
– За счёт снижения платежей по ДПМ-контрактам на энергорынке будет высвобождаться от 130 млрд рублей в год: этих денег должно хватить и на модернизацию, и на необходимое в небольшом объёме точечное строительство новых мощностей, – отмечает источник в правительстве. – Продление программы ДПМ ВИЭ никак не увязано с программой модернизации: пока финансирование осуществляется из одного источника – совокупной отраслевой выручки, но между собой они никак не увязаны.
Кроме того, на высвобождающиеся средства пытаются претендовать и компании, реализующие проекты создания мусоросжигательных заводов (МСЗ, или МТЭС). Единственным игроком на этом рынке пока является «дочка» «Ростеха» – «РТ-Инвест», которая уже обязалась построить четыре МСЗ в Подмосковье и один в Татарстане в рамках ДПМ ТБО, что обойдётся рынку дополнительно в 150 млрд рублей. Сейчас компания вступила в партнёрство с тем же «Роснано»: «Ростех» попал под американские и европейские санкции, что затрудняет привлечение внешнего финансирования, так что «Роснано» выступает техническим и финансовым партнёром. «РТ-Инвест» уже инициировал строительство второй очереди МСЗ, куда войдут семь «мусорных» электростанций (510 МВт): четыре – в Подмосковье, по одной – в Сочи, в районе Минвод и на Тамани. Схема финансирования этих проектов не определена, партнёры по проектам МСЗ, вероятно, будут претендовать на продление механизма оплаты за счёт средств энергорынка.
К делёжке финансового пирога не прочь присоединиться и сетевые компании. Минэкономразвития предлагает допустить их до единого механизма отбора проектов для модернизации наряду с традиционными и альтернативными генераторами – конечно, при условии соответствующего финансового обеспечения. При выявлении локального дефицита будет проводиться конкурс на замещение мощностей, но к проектам не станут предъявлять избыточные технические требования. Сети могли бы участвовать в таких конкурсах, выставляя проекты расшивки узких мест и организации поставок энергии из профицитных районов. Предельную цену конкурсов должна определять стоимость снабжения в вынужденном режиме. Объединение объектов из разных ЗСП в пулы позволит удешевить проекты и предложить экономически более эффективные решения, полагают в Минэкономразвития.
По мнению экспертов Vygon Consulting, привлечение сетевых компаний обеспечит конкуренцию, снизив тем самым нагрузку на потребителей. Минэнерго и «Совет рынка», консолидирующие все варианты и пожелания энергетиков, пока с осторожностью комментируют эту инициативу.
– Сетевые механизмы модернизации возможны, но это лишь точечные решения, которые могут применяться только в очень ограниченном числе ситуаций – не более чем в 5% случаев, прежде всего для покрытия дефицита взамен выводимых мощностей, – заявил Максим Быстров, председатель правления Ассоциации «НП Совет рынка». – Привлечение сетевиков не позволяет решать вопросы теплоснабжения и является фактически перекрёстным субсидированием между генераторами и сетями, что ставит под сомнение логичность таких решений.
