25-26 июля. Функционирование территориальных сетевых организаций. Формирование балансов и тарифное регулирование. Текущие и перспективные изменения НПА оказывающих существенное влияние на деятельность ТСО. Взаимодействие и урегулирование разногласий с потребителями услуг ТСО

Модернизация. Подробности

Вечером 26 июня Минэнерго опубликовало проект постановления правительства о программе модернизации тепловой генерации в России. Ключевые параметры не удивили рынок: за 10 лет под обновление попадут 39 ГВт мощностей, отобранных в ходе конкурса; ещё до 3,9 ГВт выберет правкомиссия по энергетике. Как и планировалось, непосредственно на модернизацию пойдёт до 1,35 трлн рублей средств потребителей энергорынка. В 786 млрд рублей обойдётся 20-процентное повышение цен конкурентного отбора мощности (КОМ), которое позволит менее глубоко обновить ещё до 100 ГВт. Обновление ТЭС на Дальнем Востоке пойдёт в рамках отдельного перечня, которое поручено подготовить Минэнерго. Для финансирования дальневосточной модернизации в первой (1 ЦЗ, Центр и Урал) и второй (2 ЦЗ, Сибирь) ценовых зонах предполагается ввести ещё одну спецнадбавку. Для запуска программы модернизации в этом году и своевременного выполнения поручения президента Владимира Путина нужно официально сдвигать сроки КОМ, обеспокоены генераторы. 


Модернизация. Подробности

16-летние договоры и 6-летний КОМ

Первый отбор проектов в рамках запускаемой властями программы модернизации должен пройти уже в этом году. Как следует из опубликованного проекта Постановления Правительства «О внесении изменений в правила оптового рынка электрической энергии и мощности по вопросам проведения отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций», регуляторам предписывается собрать заявки генераторов на обновление мощностей до 1 ноября, что позволит уже в этом году отобрать проекты с пусками в 2022–2024 годах. Предполагается, что «залповым» станет лишь первый отбор, в дальнейшем он будет проводится ежегодно: в 2019 году будет определены проекты с вводом в 2025 году и т. д. Последний отбор проектов на модернизацию должен состояться до 1 ноября 2025 года.

Как и предполагалось, основным критерием станет минимальная удельная стоимость электроэнергии и мощности (расчётная одноставочная цена, LCOE), говорится в пояснительной записке к документу.

«Таким образом, при конкурсном отборе выбираются производители, формирующие минимальные затраты на приобретение энергетического оборудования, с минимальными условно-постоянными затратами, способные конкурировать с иными поставщиками во всех секторах торговли энергоресурсами – поставкой электрической энергии, мощности, продажи тепловой энергии», – поясняют в Минэнерго.

«Цена» постановления правительства может составить чуть более 2,1 трлн рублей. Первоначально стоимость 10-летней программы модернизации (до 2030 года) оценивалась в 1,5 трлн рублей, но затем «горизонт планирования» был расширен до 2035 года – сумма увеличилась до 3,5 трлн рублей. Источник финансирования модернизации – платежи потребителей 1 и 2 ЦЗ ОРЭМ. Для модернизации 40 ГВт мощностей по 4 МВт в течение десяти лет требуется порядка 1,35 трлн рублей, рассказывал журналистам в начале апреля глава Минэнерго Александр Новак. Ещё порядка 786 млрд рублей пойдёт на вторую составляющую – повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ) за весь период.

Согласно проекту постановления ежегодный суммарный объём отобранных мощностей в 1 ЦЗ составит 3,2 ГВт, во 2 ЦЗ – 0,8 ГВт. В первый год (вводы 2022 года) под программу модернизации попадут лишь 3 ГВт: 2,4 ГВт в 1 ЦЗ и 0,6 ГВт во 2 ЦЗ, следует из проекта постановления правительства. Таким образом, в течение десяти лет может быть кардинально обновлено 39 ГВт. Решение о выплате в первый год лишь заявленного OPEX и продлении договоров до 16 лет принято, так как свободных средств на модернизацию в 2022–2023 годах уже практически не осталось. Основная часть «высвобождающихся средств» в этом периоде уже распределена между проектами ВИЭ, ТБО (мусоросжигающие ТЭС) и проектами на Дальнем Востоке, пояснила Александра Панина. «Но это лучше, чем откладывать модернизацию», – добавляет она.

Власти фактически оставили за собой право ежегодно распределять ещё 400 МВт модернизационной квоты. Правительственная комиссия по развитию энергетики будет утверждать итоги отбора и сможет расширять перечень проектов по представлению федеральных органов исполнительной власти, которые должны будут обосновать свои предложения. Никаких дополнительных ограничений для «довключаемых» проектов не предусмотрено, но суммарная мощность таких проектов не превысит 10% от мощности оборудования, отобранного на конкурсе по квоте или 3,9 ГВт в течение всей программы. Итоговый перечень проектов утверждается кабмином по представлению правкомиссии.

Из 1,35 трлн рублей прямые расходы генераторов на модернизацию составят чуть менее половины. Остальная часть формируется с учётом стоимости кредитования в России: базовая доходность инвестированного в модернизацию капитала установлена на уровне 14% с привязкой к доходности долгосрочных государственных обязательств. Формально норма доходности осталась той же, что и в программе ДПМ. Но изменение методики расчёта корректирующих показателей несколько снизит суммарную доходность. 14% – первоначально обсуждавшаяся норма, ранее Минэкономразвития выступал за её снижение, отмечали источники на рынке.

«Оплата мощности отобранных проектов в течение первых 12 месяцев осуществляется только по заявленным условно-постоянным затратам, а начиная со второго года поставки в течение 15 лет – с учётом возврата капитальных затрат. Базовая доходность по проектам установлена на уровне 14%, с корректировкой по методике Минэкономразвития. Таким образом контракты заключаются на 16 лет. При текущем уровне доходности государственных ценных бумаг федерального займа фактическая доходность по проектам составила бы порядка 10-11%, снижение волатильности финансового сектора будет дополнительно снижать уровень доходности проектов модернизации тепловых электростанций», – пояснили в Минэнерго.

Наряду с отбором проектов на модернизацию документ содержит нормы об индексации цен КОМ. В этом году КОМ вместо четырёхлетнего станет шестилетним: до 15 декабря этого года должны пройти отборы на 2022–2024 годы. Цена мощности, отбираемой в этом году на 2022 год, будет увеличена на 6%, на 2023 год – на 13%, на 2024 год – на 20% и проиндексирована в соответствии с уровнем инфляции 2017 года. С 2019 года цена КОМ будет определяться как показатель предыдущего года, скорректированный на размер индекса потребительских цен; отборы будут проходить до 1 декабря. По оценкам Минэнерго, возможное увеличение цены мощности в ходе отбора действующих генерирующих мощностей может составить в 2021–2035 годах до 786 млрд рублей, что совпадает с ранее озвученными параметрами.

Локализацию проконтролируют

Минэнерго, как и обещал, подробно прописал критерии оборудования, которые смогут участвовать в модернизационном отборе. Турбины должны отработать от 100 тыс. (для турбин мощностью более 500 МВт) до 270 тыс. часов (менее 50 МВт), котлы должны быть старше 40 лет, норматив востребованности (время работы на рынке, рассчитывается на основании Правил ОРЭМ) за два года, предшествующие отбору, составит не менее 0,5. По результатам модернизации генераторам нужно будет подтвердить локализацию и выполнение всех заявленных работ. В случае невыполнения требований по локализации мощность таких проектов в рамках инвестиционных договоров оплачиваться не будет, пояснили в Минэнерго. Для энергокомпаний штраф за просрочку окончания периода обновления и задержку ввода составит четверть от цены мощности по модернизационному договору.

В проекте постановления определены три основные группы оборудования, подлежащие замене по программе модернизации. Опция обновления через конкурс будет доступна для котельного и турбинного оборудования в различных конфигурациях (в том числе, комплексная замена котлоагрегата или паровой турбины), а также для «сопутствующих мероприятий», среди которых замена генераторов, трансформаторов и распредустройств. Срок, в который должны быть проведены все работы по обновлению ТЭС, установлен в интервале от шести месяцев до трёх лет.

В проекте документа прописаны допустимые отклонения установленной мощности геноборудования после модернизации: увеличение не более чем на 10%, снижение не более чем на 30%. «В таких условиях строительство полностью нового блока возможно, но только в сочетании с выводом соответствующего количества старого оборудования», – отмечает председатель набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина.

Уровень локализации, обозначенный в документе, составляет 90%. Как и объём ежегодной квоты, он утверждается правительством перед каждым отбором. Теоретически уровень локализации может быть установлен выше значения 90%, а объём модернизируемой мощности – снижен, добавляет глава ассоциации генераторов.

Проектом постановления правительства Минпромторгу совместно с Минэнерго, Минэкономразвития и Федеральной антимонопольной службой (ФАС) в 30-дневный срок поручено разработать и утвердить методические указания по определению степени локализации производства геноборудования. Во многом именно от методических указаний Минпромторга будут зависеть фактические модернизационные требования, отмечали эксперты рынка. В случае невыполнения требований по локализации мощность проектов в рамках инвестиционных договоров оплачиваться не будет, пояснили в Минэнерго. ФАС (совместно с Минпромторгом и Минэнерго) также поручается «осуществлять мониторинг цен на генерирующее оборудование», соответствующее модернизационным требованиям.

Временные трудности

Для того, чтобы провести отборы на модернизацию до КОМ, сроки проведения последнего переносятся на декабрь. Однако, пока проект будет проходить процедуры общественного обсуждения, согласований и подписания, действует текущий порядок проведения КОМ, в соответствии с которым отбор мощности на 2022 год должен состоятся до 14 сентября. Соответственно, до 1 августа ФАС должна опубликовать перечень субъектов, занимающих доминирующее положение на 2022 год, а до 20 августа «Системный оператор ЕЭС» обязан разместить всю информацию, необходимую для проведения КОМ. В числе этих документов перечень объектов, подлежащих обязательной покупке (ДПМ, вынужденные генераторы), в который, по логике, необходимо включать и модернизационные проекты. Однако, выбрать их менее чем за два оставшихся месяца точно не получится, предупреждает Александра Панина.

– В этой связи очень важно отложить проведение КОМ. Это может быть сделано совершенно безболезненно вплоть до конца года. Если КОМ на 2022 год пройдёт до отбора на модернизацию, для генераторов будут зафиксированы обязательства по поставкам мощности в 2022 году. Это неминуемо сдвинет выполнение декабрьского поручения президента минимум на год, – говорит председатель набсовета «Совета производителей энергии».

Дальний Восток: решение за властями, деньги – за потребителями Центра, Урала и Сибири

Пока «за скобками» программы модернизации остались проекты на Дальнем Востоке. Механизм привлечения инвестиций предусматривает возможность модернизации и нового строительства ТЭС в Дальневосточном федеральном округе (ДФО).

«В качестве источника оплаты правительством предусматривается определение отдельной инвестиционной надбавки к цене на мощность электростанций, функционирующих в первой и второй ценовой зоне. При этом совокупные расходы на такие мероприятия учитываются в рамках инфляционного роста для потребителей соответствующих территорий. Определение объектов модернизации (нового строительства) предполагается Правительственной комиссией по предложению Минэнерго», – пояснили в профильном министерстве.

Предполагается, что после утверждения документа Минэнерго в двухмесячный срок подготовит и представит в правительство (предварительно согласовав в правкомиссии по энергетике) перечень «модернизационных» проектов в ДФО, которые могут быть включены в программу в рамках «квоты правкомиссии». Также Минэнерго (совместно с Минэкономразвития и ФАС) в течение 30 дней после принятия документа должно будет представить в правительство предложения по определению «надбавки к цене на мощность в целях частичной компенсации стоимости мощности и (или) электрической энергии субъектов оптового рынка – производителей электрической энергии (мощности), генерирующее оборудование которых расположено на территориях ДФО», говорится в проекте документа.


Автор: Сергей Исполатов

Другие пользователи читают

Дагестанские сети поправят всем миром

20 июля на территории стадиона «Анжи-Арена» в Каспийске (Республика Дагестан) глава «Россетей» Павел Ливинский дал старт...

20 Июля 2018 в 19:43
Энергосбыты просят подождать

Проект норм лицензирования энергосбытовых компаний (ЭСК), представленный регуляторами энергорынка в начале июня, приведёт...

12 Июля 2018 в 16:52
Всемирная китайская паутина

В конце июня китайские таблоиды сообщили  о намерении госкорпорации State Grid, управляющей большей частью электрических...

28 Июня 2018 в 10:52
Скрытая блокчейн-угроза

Сетевым операторам нужно как можно скорее осваивать технические решения на основе блокчейна, убеждён доктор экономических...

12 Июля 2018 в 19:37