Уценённый ДПМ от старения

Впервые озвученный лишь неделю назад вариант модернизации российской энергетики молниеносно превратился в фактически утверждённое решение. На конференции НП «Совет рынка» в Пятигорске 13 октября объявлено, что руководство отрасли остановило свой выбор на механизме двухэтапного КОМа (конкурентного отбора мощности), который, по сути, распространяет уже обкатанную систему ДПМ (договоров о поставке мощности) на модернизацию. Минэкономразвития и «Фортум» предложили допустить к конкурсному отбору и проекты сетевиков, предусматривающие увеличение мощности за счёт сетевых решений. Такой вариант возможен, но только для покрытия дефицита при выводе мощностей, не позволяет решать вопросы теплоснабжения, является фактической «перекрёсткой» между генераторами и сетями, – солидарны в «Совете рынка» и Минэнерго. В Минэкономразвития обещают доработать идею. Попытки обсудить справедливость выбранного варианта, неоднократно предпринимавшиеся в ходе конференции главой «Сообщества потребителей энергии» Василием Киселёвым, жёстко пресекались главой «Совета рынка» Максимом Быстровым и замминистра энергетики Вячеславом Кравченко. 

Уценённый ДПМ от старения

Источник: НП «Совет рынка»

Позиции и аргументы не изменились

В список на участие в IV конференции «Совета рынка» «Приоритеты рыночной электроэнергетики в России: развитие генерации после ДПМ. Выбор пути» были включены 184 человека. В этом году значение мероприятия существенно выросло: весь однодневный форум практически целиком был посвящён самой насущной проблеме отрасли – выбору финансового механизма, с помощью которого генераторы в ближайшие годы должны будут провести масштабное перевооружение стремительно устаревающих мощностей. Позиции ключевых участников процесса и экспертов сформулированы уже давно: генераторы настаивают на финансировании модернизации на основе уже опробованного ДПМ-механизма. Он предполагает возврат средств инвестора (генератора) в строительство (обновление) новых мощностей через специальные сборы с энергорынка. Базовыми параметрами завершающейся программы ДПМ были 15-летний срок окупаемости с гарантированной доходностью 14%. Потребители – против, так как это, по их мнению, избыточно обременяет энергорынок. Эксперты признают необходимость масштабной программы обновлений, но предлагают искать альтернативные варианты, в том числе, господдержки производителей, для снижения нагрузки на кошельки потребителей.

Дискуссия о перспективах модернизации продолжается в энергосообществе не первый месяц, большая часть аргументов и фактических расчётов уже озвучивалась сторонами. Первый зам. генерального директора «Газпром энергохолдинга» Павел Шацкий вновь напомнил о проблеме исчерпания паркового ресурса действующих мощностей. В 2025 году за период нормативной эксплуатации выйдут 120 ГВт мощностей, у части из них парковый ресурс будет превышен в 1,5 и даже 2 раза. Обновлённые расчёты генераторов показали, что выбытие может составить 81%, а не 75%, как представлялось ранее.

– «ДПМ-штрих» позволит получить доступ к квотам на модернизацию всем генераторам, – ожидаемо резюмировал в конце своего выступления Павел Шацкий и отметил, что генераторы также поддерживают идею, ранее озвученную замглавы Минэнерго Вячеславом Кравченко, о переходе к системе проведения КОМ по зонам свободного перетока (ЗСП) или сечениям вместо отборов в границах ценовых зон.

– Инвесторы хотят долгосрочный договор с государством (ДПМ подписывают, в том числе, и представители правительства – прим. ред.) для возврата инвестиций. У нас есть спорные вопросы, как определять пообъектный список модернизируемых объектов, но в целом этот механизм нам понятен, – поддержала коллегу заместитель гендиректора по маркетингу и сбыту «Интер РАО – Управление электрогенерацией», председатель набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина.

С противоположных позиций по традиции выступил директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселёв. Заявив о и без того чрезмерной искусственной финансовой нагрузке на энергорынок, он заявил о недопустимости любых новых спецпрограмм, оплачиваемых потребителями, попытался указать на наличие собственных финансовых ресурсов внутри генерирующего сектора, а также несправедливость действующего ДПМ.

– Благодаря программе ДПМ тот же ГЭХ сократил объём потребления газа при том же объёме генерации, расходы на газ снизились с 41 млрд рублей в год до 39 млрд рублей. При этом суммарный объём инвестиций в ДПМ-объекты всех генераторов составил порядка 1,3 трлн рублей, а сборы с рынка – 2,5 трлн рублей, – напомнил он участникам конференции.

Впрочем, несмотря на неоднократные попытки Василия Киселёва, перевести дискуссию в плоскость обсуждения «справедливости» действующей системы энергорынка в целом не удалось. Тема достаточно жестко пресекалась Максимом Быстровым и Вячеславом Кравченко.

– Давайте не будем обсуждать старый ДПМ, его условия всем и так известны, менять их никто не собирается, – не в первый раз закрыл не начавшуюся дискуссию Максим Быстров.

Сети подключают к модернизации

Одним из самых обсуждаемых в кулуарах конференции стало предложение Минэкономразвития, которое озвучил и.о. замдиректора Департамента госрегулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности министерства Андрей Габов. Идея заключается в том, чтобы допустить до единого механизма отбора проектов для модернизации (при условии внесения финансового обеспечения) не только традиционных и альтернативных генераторов, но и сетевые компании. При выявлении локального дефицита Минэкономразвития предлагает проводить конкурс на их замещение, не предъявляя к проектам дополнительных, избыточных технических требований. Сети могли бы участвовать в таких конкурсах, выставляя проекты расшивки «узких мест» и организации поставок энергии из профицитных районов. Рынок в таком случае также будет оплачивать проекты после их завершения, но потребуется доработать механизм с тем, чтобы сетевые компании могли собирать деньги с ОРЭМ, отметил Андрей Габов. Предельная цена конкурсов должна определяться как стоимость снабжения в вынужденном режиме. Объединение объектов из разных ЗСП в пулы позволит снизить стоимость проектов и предложить экономически более эффективные решения, полагают в Минэкономразвития.

– К 2023 году платёж за мощность будет составлять более 1 трлн рублей: раньше столько стоил весь рынок, на долю КОМ придётся не менее 35%, – посетовал представитель сбытового сегмента, президент «Русэнергосбыт» Михаил Андронов. – Поддерживаю предложение Минэка – это позволит снизить неэффективную нагрузку на 10%. Давайте допускать сетевые компании на конкурсы по модернизации.

У идеи нашлись сторонники даже среди генераторов. Вице-президент по управлению портфелем производства и трейдинга «Фортума» Юрий Ерошин заявил, что решение о модернизации, новом строительстве мощностей или сетевом расширении нужно принимать, проводя точечные конкурсы по каждому энергодефицитному району. Регуляторы в лице «Совета рынка» и Минэнерго пока с осторожностью относятся к идее Минэкономразвития.

– 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 на совместном с Вячеславом Кравченко брифинге по итогам конференции. – Привлечение сетевиков не позволяет решать вопросы теплоснабжения и является фактической «перекрёсткой» между генераторами и сетями, что ставит под сомнение логичность таких решений.

Впрочем, в Минэкономразвития согласны с высказанными опасениями не полностью. Сейчас та же ФСК уже присутствует на ОРЭМ, так что выстроить систему сбора платежей в пользу сетевых компаний в рамках программы модернизации будет не слишком сложно.

– Мы предлагаем не включать деньги, получаемые в рамках этой схемы, в расчёт НВВ (необходимой валовой выручки – ред.) сетевых компаний, что позволит снять вопросы о «перекрёстке», – пояснил «Перетоку» Андрей Габов. – Нужно создать условия, при которых условная сетевая компания получит возможность участвовать в конкурсе, выиграть его и построить условную ЛЭП, которая закроет дефицит мощности, например, на 100 МВт, а затем получать гарантированный возврат с рынка. Мы сейчас дорабатываем детали предложения.

– Оценка сетевых ограничений - 7% от установленной мощности, – говорит руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова. – Здесь действительно кроется большой потенциал. Предложение очень интересное: по сути, это рыночный механизм, позволяющий на конкурсе решить, что дешевле – сетевое строительство или новая станция. Но пока не ясна схема реализации идеи: тарифы сетей регулируются, в том числе, с учётом инвестиционных затрат, и это может создать сетевым компаниям ценовое преимущество на конкурсах.

В «Россетях» не смогли оперативно прокомментировать предложение Минэкономразвития.

Неожиданное завершение дискуссии

Накануне конференции в Пятигорске большинство экспертов отрасли полагали, что окончательное решение о выборе механизма модернизации вряд ли будет обнародовано до конца года и кулуарные дискуссии продлятся ещё не один месяц. На рынке обсуждалось множество вариантов. «Очередным» попавшим на рассмотрение «Совета рынка» стал механизм «двухэтапного КОМа». О его сути Максим Быстров рассказал 6 октября в ходе панельной дискуссии «Модернизация генерирующих мощностей в электроэнергетике: проблемы и перспективы» в рамках «Российской энергетической недели». Примечательно, что в предварительной программе форума мероприятие фигурировало как «презентация Минэнерго», а накануне проведения было переименовано в «панельную дискуссию».

Суть двухэтапного КОМа 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.

– На втором этапе в энергодефицитных районах проводится отбор на принципах КОМ НГ (действующий механизм на право строительства новой генерации – ред.). На тех же принципах и с такими же штрафными санкциями, как при непоставке мощности. Думаем над этим тоже, – заявил 6 октября Максим Быстров, отказавшись отвечать на уточняющие вопросы журналистов.

– Обсуждается масса вариантов, анализ продолжается. Полагаю, что самое важное при выборе любого из путей – сохранить в обновлённой системе ключевые элементы ДПМ. После перенастройки системы под нужды модернизации должны сохраниться гарантии выполнения обязательств генераторами, разумная доходность и растянутый по времени период окупаемости за счёт средств энергорынка, – заявлял тогда же Вячеслав Кравченко.

По словам нескольких осведомлённых участников конференции, вариант с двухэтапным КОМом возник в Минэнерго пару недель назад, и в кратчайшие сроки концепция была доработана, став приоритетной.

Предполагается, что на втором этапе конкурсный отбор будет проводится исходя из расчёта потребностей внутри ЗСП, а не в границах ценовых зон. В нём будут участвовать те электростанции или их отдельные энергоблоки, которые прошли первый этап и зафиксировали свои обязательства на один год. Те мощности, которые нужны для покрытия спроса, пройдут отбор второго этапа. Предполагаемый срок возврата вложений – 10 лет. Не прошедшие отбор второго этапа будут работать на условиях первого, а затем будут выводиться из эксплуатации, в КОМ им будет запрещено участвовать, сообщил ПРАЙМ со ссылкой на презентацию Минэнерго.

– Решение готово процентов на 95. Нужно докрутить механизмы определения квот, цен и объектов модернизации, – заявил после конференции замглавы Минэнерго. – Также остается вопрос разделения по типам генерации: например, ТЭЦ и ГРЭС решают разные задачи, а вопрос модернизации именно тепловой генерации остается наиболее острым. Сейчас у генераторов вызывают вопросы модернизационные проекты в Калининграде и Крыму, оплачиваемые энергорынком, но через 2-3 года они будут заниматься тем же самым в масштабах всей страны.

С Минэнерго у «Совета рынка» вряд ли возникнут существенные разногласия при «докрутке» деталей механизма, заявил Максим Быстров. На конкурсный отбор второго этапа КОМа пока планируется выставлять право на модернизацию 1-3 ГВт мощностей ежегодно. Доходность и технические параметры решено пересматривать перед каждым КОМом, однако менять условия после подписания ДПМ будет запрещено, рассказал Вячеслав Кравченко. Если все нормативно-бюрократические вопросы будут оперативно сняты и схема выстроена, то конкурсные процедуры могут начаться уже в будущем году.

Предложенный вариант модернизации выглядит крайне сырым, основные существенные условия все ещё не определены. Объемы мощности, выставляемые на второй этап КОМ, предельные уровни капитальных вложений, виды модернизации, требования к локализации оборудования, норма доходности – все эти элементы ещё предстоит тщательно обдумать, отмечает директор по электроэнергетике Vygon Consulting Алексей Жихарев. По объёмам модернизации и новых вводов можно было бы ориентироваться на Генсхему, однако, по мнению Минэнерго, «этот документ теряет актуальность ещё до его официального принятия».

– Для поддержания текущего уровня износа оборудования ТЭС, по нашим расчётам, надо модернизировать не меньше 2,4 ГВт в год, – говорит эксперт Vygon Consulting. – Основная развилка на текущий момент всё-таки заключается в том, будет ли это реальный конкурс или мы увидим предопределённые списки объектов. На наш взгляд только открытый отбор без искусственных ограничений позволит приблизиться к рынку. Сама по себе идея двухэтапного КОМ позволяет снизить возможность для манипулирования и формирования внезапных искусственных дефицитов. Однако все ещё остается вопрос о статусе вынужденных генераторов. Будут ли станции, дважды не отобравшиеся на КОМ, действительно подлежать обязательному выводу, пока непонятно.

Впрочем, регуляторы выражают уверенность, что выбранный вариант позволяет максимально учитывать интересы и генераторов, и потребителей.

– Мы цену будем стараться держать на разумном уровне... Я исхожу из того, что объём мощности, который мы выставляем на эти конкурсы, существенно меньше, чем необходимо поменять, генераторы вступят в борьбу и цена снизится от предельных уровней, которые мы установим. То есть конкуренция будет приводить к снижению цен. Механизм станет не решением текущего момента, а долгосрочной системой, – резюмировал замглавы Минэнерго, отвечая на вопрос о ценовых последствиях принятого решения.


Автор: Сергей Исполатов

15 октября 2017 в 21:42

модернизация, Совет рынка, Минэнерго, двухэтапный КОМ

Другие пользователи читают

Модернизации дали добро

14 ноября на совещании у президента России Владимира Путина состоялась длительная отраслевая дискуссия о дальнейших ...

14 ноября 2017 в 22:54
Скованные виртуальной цепью

На протяжении нескольких лет подряд блокчейн-стартапы, разрабатывающие технические решения для новой энергетики, в том ч...

31 октября 2017 в 18:54
Долгосрочный тариф в обмен на дивиденды

Возглавивший «Россети» всего два месяца назад Павел Ливинский уже успел взбудоражить энергообщественность рядом громких ...

10 ноября 2017 в 00:26
Зелёное несчастье

Жители Сиднея платят за свет вдвое больше ньюйоркцев, хотя их страна славится своими запасами угля и природного газа...

26 октября 2017 в 11:20