22 апреля 2016 в 14:22
Генерирующие компании уже могут регистрироваться на конкурс по строительству 450 МВт новой мощности в Краснодарском крае. Его условия позволяют заявлять проекты мощностью от 25 МВт, победителей может быть несколько даже в рамках одной площадки. Инвесторы вольны выбирать сами тип, расположение и топливо станции, сравнивать проекты будут по стоимости мощности. Эксперты ожидают, что участвовать в конкурсе будут наиболее крупные генкомпании со свободными денежными средствами или низкой долговой нагрузкой.
Минэнерго предложило провести отбор для строительства новой мощности 450 МВт в Краснодарском крае. Именно такой максимальный дефицит там ожидается к 2019 году. Текущая установленная мощность в Юго-Западном энергорайоне (расположен на побережье Чёрного и Азовского морей, включает Анапу, Геленджик, Новороссийск) составляет всего 96 МВт. Хотя раньше предполагалось, что к 2021 году в этом узле потребуется уже 592 МВт, но потребители аннулировали заявки на присоединение к сетям «Кубаньэнерго» общей мощностью 250 МВт, говорилось в материалах Минэнерго. «Системный оператор» отмечал, что проблема дефицита осталась, несмотря на отбор дополнительных 18 ГВт в целом по ценовым зонам на 2016–2019 годы сверх минимально необходимого спроса. Особая ситуация в Тамани сложилась из-за ограниченной пропускной способности ЛЭП и прогнозов по росту спроса. К маю этого года нагрузка на энергосистему юга уже вырастет – на полную мощность в 800 МВт запустится энергомост между ЕЭС и Крымом, который до ввода 1 ГВт новой генерации на полуострове станет основным поставщиком электроэнергии. Кроме того, в Новороссийске планируется увеличить мощности порта.
Также к энергодефицитным районам ЕЭС относили Бадайбинский и Мамско-Чуйской в энергорайонах Иркутской области, но там решили не проводить конкурс на строительство генерации: по проекту схемы и программы на 2016–2022 годы дефицит будет закрыт за счёт строительства новых ЛЭП напряжением 220–500 кВ до 2018 года, сообщал «Системный оператор».
Топливо и место – на ваше усмотрение
Конкурс по строительству 450 МВт в Тамани будет проводить «Системный оператор», организующий также традиционный конкурентный отбор мощности. 20 февраля организация открыла реестр для участников так называемого конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), попасть в него можно до 1 июня. Ценовые заявки подаются 20–24 июня, победители станут известны 1 июля. Отобранная генерация должна запуститься не позже 1 января 2019 года. Планируется отобрать один или несколько генобъектов общей мощностью в диапазоне 450–495 МВт, сообщал «Системный оператор». Участники конкурса должны до 1 июня предоставить обеспечение под объём своей заявки. Для крупных генкомпаний достаточно уже имеющейся установленной мощности оптовой генерации – она должна в пять раз превышать объём заявки. Около 20 компаний автоматически проходят по этому критерию. Также допускается обеспечение в виде поручительства крупного генератора либо банковский аккредитив на 20% капзатрат проекта (рассчитываются по фиксированному значению в 41,85 тысячи руб/кВт). Таким образом, для объекта мощностью 450 МВт аккредитив должен быть на 3,8 млрд руб., говорится в расчётах «Совета рынка».
В ценовой заявке инвесторы указывают тип объекта, основное и резервное топливо (допускается газ), местонахождение и объём мощности по всем блокам, удельные капзатраты и стоимость техприсоединения к газовым и электросетям. Инвесторы вправе заявить практически любой тип оборудования, работающего на газе и угле, следует из презентаций «Системного оператора» и «Совета рынка». Установленная мощность каждого блока не может быть меньше 25 МВт и больше 230 МВт, то есть станция должна быть минимум двухблочной. Удельные капзатраты не должны превышать удвоенное значение эталонного CAPEX по ДПМ для соответствующего вида оборудования (значения для ДПМ утверждены в 2010 году). Таким образом, предельные капзатраты на КОМ НГ для любого типа газовой генерации мощностью от 150 до 250 МВт равняются 68,8 тысячи руб/кВт и 83,75 тысячи руб/кВт – для объектов менее 150 МВт. Предельные капзатраты для угольных паросиловых установок составляют 98,36 тысячи руб/кВт для объектов более 225 МВт и 106,9 тысячи руб/кВт для станций менее 225 МВт. Затраты на техприсоединение впоследствии компенсируются по минимальной стоимости между указанной в заявке и утверждённой ФАС, таким образом генераторы не имеют возможности заработать на ТП.
Тонкости отбора
Примечательно, что заявки будут отбираться не по наименьшим капзатратам на возведение, а по минимальной стоимости мощности для потребителей. На это обращает внимание начальник Управления развития конкурентного ценообразования «НП Совет рынка» Максим Русаков. Из его презентации следует, что стоимость мощности рассчитывается как необходимая валовая выручка, включающая капитальные затраты и эксплуатационные затраты, за вычетом маржинальной прибыли на рынке на сутки вперёд. Последний показатель получается исходя из средневзвешенных цена на РСВ в 2015 году с индексацией в 14%. Похожим образом рассчитывается плата за мощность для объектов ДПМ. Таким образом, при одинаковых капзатратах и мощности проект с ПГУ может выиграть у ГТУ, поясняют в «Совете рынка». По тому же принципу впоследствии оплачивается продажа мощности новой генерации в Тамани.
Долго ждать не будут
Договоры заключаются до 1 августа на срок до 2033 года, поставка мощности должна начаться с января 2019 года. Мощность будет оплачиваться по специальной цене в течение 15 лет, гарантируется базовая доходность в 14% годовых, привязанная к ставкам долгосрочных облигаций федерального займа. В случае задержки с инвестора ежемесячно списывается штраф в 25% стоимости недопоставленной мощности. Если поставщик уклоняется от обязательств по вводу объекта, то договор расторгается, с него взимается неустойка, равная сумме обеспечения. Автоматически договор прекращается, если к началу 2020 года не началась поставка мощности, при этом есть задолженность по оплате штрафов. Таким образом, потребители будут защищены от повторения истории с многолетними задержками «Квадры» и ОГК-2, которые при этом отказывались платить штрафы. В то же время правительство предусмотрело льготу в виде grace period на первые полгода опоздания, когда штрафы не начисляются.
Желающие, но не обещающие
Интерес к конкурсу проявляют как российские, так и зарубежные инвесторы, даже китайские, говорил глава Минэнерго Александр Новак в конце декабря 2015 года. У китайского инвестора есть российский партнёр не из первой десятки, отмечал тогда глава «НП Совет рынка» Максим Быстров. Также сообщалось о возможном участии в КОМ НГ «Э.ОН Россия», «Энел Россия», «Фортум» и татарской «Генерирующей компании» (имеет неиспользуемое оборудование ПГУ 235 МВт c турбиной Siemens 160 МВт). На круглый стол о проведении КОМ НГ в «Системный оператор» приходили также представители «Русгидро», ОГК-2 (входит в ГЭХ), ТГК-14 и подрядчик «ТЭК Мосэнерго», следует из сообщения организатора. Однако интерес к конкурсу у средних игроков потух, рассуждает источник в отрасли. Даже удвоенный CAPEX не компенсирует полностью падение рубля с 2010 года, поэтому механизм выглядит не так привлекательно для инвестиций, отмечает он. Также осложняет проект то, что землю для площадки придётся оформлять в курортных районах Краснодарского края, где её выделяют крайне неохотно, считает собеседник.
В то же время аналитик ожидают, что конкурс будет востребован со стороны крупной генерации. «Уровень доходности с премией к ОФЗ может быть привлекательным для крупных инвесторов с относительно дешёвыми источниками финансирования, рассуждает Матвей Тайц из «Газпромбанка». Доходность и срок возврата инвестиций выглядят не хуже, чем у ДПМ, так что кто-то из действующих генераторов может принять участие в конкурсе, соглашается Федор Корначев из «Райффайзенбанка». Возможность финансировать проект или привлечь дополнительные средства есть у «Интер РАО», «Э.ОН Россия» и «Газпром Энергохолдинг», считает аналитик. Теоретически «Энел Россия» могла бы рассмотреть участие – у неё есть крупноблочное генерирующее оборудование, но его установленная мощность больше допустимой по условиям конкурса, заключает он. Нагрузка от новой мощности в Тамани на потребителей оптового рынка будет относительно низкая, принимая во внимание небольшой объём вводимой мощности, считает Матвей Тайц.
Инвесторов заманивают на юг: выгодно ли строить новые мощности в Тамани?
Генерирующие компании уже могут регистрироваться на конкурс по строительству 450 МВт новой мощности в Краснодарском крае. Его условия позволяют заявлять проекты мощностью от 25 МВт, победителей может быть несколько даже в рамках одной площадки. Инвесторы вольны выбирать сами тип, расположение и топливо станции, сравнивать проекты будут по стоимости мощности. Эксперты ожидают, что участвовать в конкурсе будут наиболее крупные генкомпании со свободными денежными средствами или низкой долговой нагрузкой.
Источник: Коммерсантъ / Олег Харсеев
Два года на осознание
Идея строительства ТЭС в Тамани стала активно обсуждаться после присоединения Крыма в 2014 году, когда стало понятно, что вырастет нагрузка на и без того дефицитную энергосистему юга. Сразу подразумевалось, что проект не получит бюджетных средств, в отличие от генерации в Крыму, а инвестора в строительство станции будут выбирать на конкурсной основе. Условия конкурса с нетерпением ждали почти два года многие генкомпании, поскольку в ближайшие годы заканчиваются последние вводы по договорам поставки мощности, а других механизмов, гарантирующих окупаемость инвестиций в новые мощности, пока нет. Минэнерго подготовило первый проект- постановление о конкурсе в энергодефицитных районах (к ним относят Юго-Западный энергорайон Краснодарского края) ещё в январе 2015 года. Но окончательно правительство определилось с условиями только в начале 2016 года, выпустив соответствующее постановление правительства 18 февраля.
Минэнерго предложило провести отбор для строительства новой мощности 450 МВт в Краснодарском крае. Именно такой максимальный дефицит там ожидается к 2019 году. Текущая установленная мощность в Юго-Западном энергорайоне (расположен на побережье Чёрного и Азовского морей, включает Анапу, Геленджик, Новороссийск) составляет всего 96 МВт. Хотя раньше предполагалось, что к 2021 году в этом узле потребуется уже 592 МВт, но потребители аннулировали заявки на присоединение к сетям «Кубаньэнерго» общей мощностью 250 МВт, говорилось в материалах Минэнерго. «Системный оператор» отмечал, что проблема дефицита осталась, несмотря на отбор дополнительных 18 ГВт в целом по ценовым зонам на 2016–2019 годы сверх минимально необходимого спроса. Особая ситуация в Тамани сложилась из-за ограниченной пропускной способности ЛЭП и прогнозов по росту спроса. К маю этого года нагрузка на энергосистему юга уже вырастет – на полную мощность в 800 МВт запустится энергомост между ЕЭС и Крымом, который до ввода 1 ГВт новой генерации на полуострове станет основным поставщиком электроэнергии. Кроме того, в Новороссийске планируется увеличить мощности порта.
Также к энергодефицитным районам ЕЭС относили Бадайбинский и Мамско-Чуйской в энергорайонах Иркутской области, но там решили не проводить конкурс на строительство генерации: по проекту схемы и программы на 2016–2022 годы дефицит будет закрыт за счёт строительства новых ЛЭП напряжением 220–500 кВ до 2018 года, сообщал «Системный оператор».
Топливо и место – на ваше усмотрение
Конкурс по строительству 450 МВт в Тамани будет проводить «Системный оператор», организующий также традиционный конкурентный отбор мощности. 20 февраля организация открыла реестр для участников так называемого конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), попасть в него можно до 1 июня. Ценовые заявки подаются 20–24 июня, победители станут известны 1 июля. Отобранная генерация должна запуститься не позже 1 января 2019 года. Планируется отобрать один или несколько генобъектов общей мощностью в диапазоне 450–495 МВт, сообщал «Системный оператор». Участники конкурса должны до 1 июня предоставить обеспечение под объём своей заявки. Для крупных генкомпаний достаточно уже имеющейся установленной мощности оптовой генерации – она должна в пять раз превышать объём заявки. Около 20 компаний автоматически проходят по этому критерию. Также допускается обеспечение в виде поручительства крупного генератора либо банковский аккредитив на 20% капзатрат проекта (рассчитываются по фиксированному значению в 41,85 тысячи руб/кВт). Таким образом, для объекта мощностью 450 МВт аккредитив должен быть на 3,8 млрд руб., говорится в расчётах «Совета рынка».
В ценовой заявке инвесторы указывают тип объекта, основное и резервное топливо (допускается газ), местонахождение и объём мощности по всем блокам, удельные капзатраты и стоимость техприсоединения к газовым и электросетям. Инвесторы вправе заявить практически любой тип оборудования, работающего на газе и угле, следует из презентаций «Системного оператора» и «Совета рынка». Установленная мощность каждого блока не может быть меньше 25 МВт и больше 230 МВт, то есть станция должна быть минимум двухблочной. Удельные капзатраты не должны превышать удвоенное значение эталонного CAPEX по ДПМ для соответствующего вида оборудования (значения для ДПМ утверждены в 2010 году). Таким образом, предельные капзатраты на КОМ НГ для любого типа газовой генерации мощностью от 150 до 250 МВт равняются 68,8 тысячи руб/кВт и 83,75 тысячи руб/кВт – для объектов менее 150 МВт. Предельные капзатраты для угольных паросиловых установок составляют 98,36 тысячи руб/кВт для объектов более 225 МВт и 106,9 тысячи руб/кВт для станций менее 225 МВт. Затраты на техприсоединение впоследствии компенсируются по минимальной стоимости между указанной в заявке и утверждённой ФАС, таким образом генераторы не имеют возможности заработать на ТП.
Тонкости отбора
Примечательно, что заявки будут отбираться не по наименьшим капзатратам на возведение, а по минимальной стоимости мощности для потребителей. На это обращает внимание начальник Управления развития конкурентного ценообразования «НП Совет рынка» Максим Русаков. Из его презентации следует, что стоимость мощности рассчитывается как необходимая валовая выручка, включающая капитальные затраты и эксплуатационные затраты, за вычетом маржинальной прибыли на рынке на сутки вперёд. Последний показатель получается исходя из средневзвешенных цена на РСВ в 2015 году с индексацией в 14%. Похожим образом рассчитывается плата за мощность для объектов ДПМ. Таким образом, при одинаковых капзатратах и мощности проект с ПГУ может выиграть у ГТУ, поясняют в «Совете рынка». По тому же принципу впоследствии оплачивается продажа мощности новой генерации в Тамани.
Ещё одна особенность конкурса – стимулирование конкуренции среди небольших инвесторов, готовых построить лишь часть от необходимых 450 МВт. Условия отбора не позволяют крупному генератору подать заявку на все 450 МВт по высокой цене и выиграть отбор у более дешёвых проектов с меньшей мощностью, пояснили в «Совете рынка». Теоретически количество победителей может быть даже двузначным – до 18, если представить, что каждый из них пройдёт с недорогими заявками в 25 МВт. Подать отдельную заявку на 450 МВт нельзя, максимальный объём одной заявки равен 230 МВт. Если проект предполагает больший объём мощности, инвестор обязан подавать так называемые связанные заявки на одну и ту же станцию (не более трёх), отличающиеся по объёму мощности и ценовым параметрам, из которых может быть отобрана только одна. Их могут подать и несколько инвесторов, объединившихся на одной площадке, говорил Максим Русаков. Блоки в связанных заявках могут отличаться по виду топлива. Для проектов мощностью менее 230 МВт также могут подаваться связанные заявки на один и тот же объект. Если общий объём заявок окажется меньше 450 МВт, то победителями будут считаться все допущенные участники.
Долго ждать не будут
Договоры заключаются до 1 августа на срок до 2033 года, поставка мощности должна начаться с января 2019 года. Мощность будет оплачиваться по специальной цене в течение 15 лет, гарантируется базовая доходность в 14% годовых, привязанная к ставкам долгосрочных облигаций федерального займа. В случае задержки с инвестора ежемесячно списывается штраф в 25% стоимости недопоставленной мощности. Если поставщик уклоняется от обязательств по вводу объекта, то договор расторгается, с него взимается неустойка, равная сумме обеспечения. Автоматически договор прекращается, если к началу 2020 года не началась поставка мощности, при этом есть задолженность по оплате штрафов. Таким образом, потребители будут защищены от повторения истории с многолетними задержками «Квадры» и ОГК-2, которые при этом отказывались платить штрафы. В то же время правительство предусмотрело льготу в виде grace period на первые полгода опоздания, когда штрафы не начисляются.
Желающие, но не обещающие
Интерес к конкурсу проявляют как российские, так и зарубежные инвесторы, даже китайские, говорил глава Минэнерго Александр Новак в конце декабря 2015 года. У китайского инвестора есть российский партнёр не из первой десятки, отмечал тогда глава «НП Совет рынка» Максим Быстров. Также сообщалось о возможном участии в КОМ НГ «Э.ОН Россия», «Энел Россия», «Фортум» и татарской «Генерирующей компании» (имеет неиспользуемое оборудование ПГУ 235 МВт c турбиной Siemens 160 МВт). На круглый стол о проведении КОМ НГ в «Системный оператор» приходили также представители «Русгидро», ОГК-2 (входит в ГЭХ), ТГК-14 и подрядчик «ТЭК Мосэнерго», следует из сообщения организатора. Однако интерес к конкурсу у средних игроков потух, рассуждает источник в отрасли. Даже удвоенный CAPEX не компенсирует полностью падение рубля с 2010 года, поэтому механизм выглядит не так привлекательно для инвестиций, отмечает он. Также осложняет проект то, что землю для площадки придётся оформлять в курортных районах Краснодарского края, где её выделяют крайне неохотно, считает собеседник.
В то же время аналитик ожидают, что конкурс будет востребован со стороны крупной генерации. «Уровень доходности с премией к ОФЗ может быть привлекательным для крупных инвесторов с относительно дешёвыми источниками финансирования, рассуждает Матвей Тайц из «Газпромбанка». Доходность и срок возврата инвестиций выглядят не хуже, чем у ДПМ, так что кто-то из действующих генераторов может принять участие в конкурсе, соглашается Федор Корначев из «Райффайзенбанка». Возможность финансировать проект или привлечь дополнительные средства есть у «Интер РАО», «Э.ОН Россия» и «Газпром Энергохолдинг», считает аналитик. Теоретически «Энел Россия» могла бы рассмотреть участие – у неё есть крупноблочное генерирующее оборудование, но его установленная мощность больше допустимой по условиям конкурса, заключает он. Нагрузка от новой мощности в Тамани на потребителей оптового рынка будет относительно низкая, принимая во внимание небольшой объём вводимой мощности, считает Матвей Тайц.
Автор: Анастасия Фомичева, корреспондент газеты «КоммерсантЪ»
Другие пользователи читают
Энергетика в России и в мире info@peretok.ru
Разработка сайта "МедиаЛайн"