«Эффект от ДПМ ВИЭ для энергетики скорее отрицательный»

Запуск широкомасштабной программы модернизации российских ТЭС строимостью 1,9 трлн рублей является главным событием года в энергетическом секторе. Ключевые решения принимались при непосредственном участии основного регулятора энергорынка – Ассоциации «НП «Совет рынка». Об ожиданиях и результатах отбора, перспективах корректировки параметров программы, о дальнейшей поддержке ВИЭ и ситуации с долгами за электричество на Северном Кавказе поговорили с председателем правления «Совета рынка» Максимом Быстровым.

Максим Быстров

Только что завершился стартовый отбор на модернизацию. Какие моменты вы бы выделили, характеризуя его итоги?

В конкурсной части наблюдалась серьёзная конкуренция: объём ценовых заявок более чем в 2,5 раза превысил объём спроса. Благодаря конкуренции были достигнуты три цели. Первое. Отобралось действительно востребованное геноборудование: средний КИУМ (коэффициент использования установленной мощности. – Прим. ред.) составил около 59%, тогда как средний КИУМ тепловых электростанций по стране – 43%. Второе. Капитальные затраты оказались значительно ниже относительно предусмотренного предельного уровня. Поставщики ограничили набор заявляемых мероприятий так, что максимальные кап­затраты составляли в среднем лишь 25% стоимости максимального набора мероприятий по максимальной цене. Третье. Стоимостная нагрузка на потребителей не чрезмерна: средняя «премия» к цене КОМ – 60%, в то время как для среднего объекта ДПМ такая премия составляла 300–400%, а результат – модернизация старой генерации и обязательства энергетиков поставлять мощность в течение 16 лет.

О каких изменениях в правилах и условиях может идти речь к следующему отбору на 2025 год, который намечен на сентябрь?

Порядок отбора определён постановлением, любые изменения модели потребуют соответствующих корректировок Правил ОРЭМ. Процедуры отбора на 2025 год стартуют уже в конце июля, а однозначное понимание относительно необходимых изменений – отсутствует. Скорее всего, успеть внести какие-либо корректировки уже просто не получится. В перспективе представляется возможным обсуждение вопроса об укрупнении минимального набора мероприятий, заявляемых на модернизацию. Например, в качестве обязательных можно предусмотреть комплексную замену основного энергетического оборудования станций, а не его частей.

Как вы оцениваете критику итогов отбора со стороны потребителей и отдельных генераторов, в частности ТГК-2?

Претензии были неизбежны, так как конкурсный отбор предполагает наличие проигравшей стороны. Критика результатов отбора проектов, по сути, разнопланова. С одной стороны, это недостаточная глубина модернизации и малый объём предусмотренных проектами работ; мало отобранных ТЭЦ и проектов с существенным повышением эффективности – строительство ПГУ. С другой – это претензии к отбору дорогих проектов. Всё это говорит о том, что в целом механизм сбалансирован и охватывает широкий спектр целей. Но, ­безусловно, процедура может быть усовершенствована, в том числе учитывая поступающие замечания и предложения.

Вложения в проекты, отобранные на КОММод и в рамках квоты правкомиссии, сопоставимы, но объём обновляемой мощности отличается практически в пять раз: 8,61 ГВт против 1,78 ГВт. Как вы относитесь к предложениям потребителей, направленным в правительство, о проведении аудита CAPEX-проектов, отобранных по квоте правкомиссии, и о введении «ценового потолка» для таких проектов?

Действительно, отобранные правкомиссией проекты дорогие. Но в отличие от конкурсной процедуры квота правкомиссии ориентирована на решение иных задач. Первостепенное значение здесь имеет не дешевизна проекта, а его значимость для региона, энергетики и экономики в целом. Это те проекты, которые ввиду острой необходимости высоких капвложений находятся в заведомо проигрышном положении в рамках конкурсного отбора. Так, очень важными были критерии влияния на экологическую ситуацию, надёжность теплоснабжения, инновационность используемых технологий.

Учитывая, что «ценовой потолок» предусмотрен только при конкурсном отборе и не распространяется на квоту ­правкомиссии, предложение о необходимости какой-либо верификации капитальных затрат для таких проектов на предмет их обоснованности, несомненно, имеет основания.

Суммарная стоимость проектов, отобранных на залповом конкурсе, составила 125,1 млрд рублей, хотя прогнозировалось, что в первую трёхлетку будет потрачено 374 млрд рублей из 1,7 трлн рублей, заложенных на программу. Есть ли у «Совета рынка» предварительная оценка возможной «экономии» в рамках программы модернизации?

Действительно, результаты отбора, в том числе с учётом проектов по квоте правкомиссии, показали значительное снижение нагрузки на потребителей относительно уровня, учтённого в предварительных прогнозах. Но нужно отметить, что прогнозы рассчитывались исходя из самого неблагоприятного с точки зрения цен сценария: учитывались проекты с максимально возможным значением капзатрат – наиболее полный набор мероприятий и их максимально допустимая стоимость. «Скидка на конкуренцию» при прогнозировании составляла менее 20%.

В то же время говорить об экономии и перераспределении средств преждевременно, поскольку реализация проектов модернизации – лишь один из целого ряда проектов в электроэнергетике, реализуемых в рамках поручения президента РФ.

Забайкалье настойчиво добивается включения в перечень регионов со спецстатусом, где вместо рыночных цен действуют тарифы и регулируемые договоры (РД). Как вы оцениваете идею потребителей вывести из-под действия РД крупные гос­компании (прежде всего РЖД) и бюджетозависимые организации?

В первую очередь, следует отметить, что ассоциация неоднократно высказывала свою последовательную позицию о нецелесообразности расширения перечня «территорий со 100% РД». Касаясь конкретно Забайкальского края, необходимо отметить, что по итогам 2018 года для потребителей региона (за исключением населения. – Прим. ред.) цена оптового рынка составила около 1,9 рубля за 1 кВт•ч. 13 копеек из этой цены приходится на оплату Читинской ТЭЦ-1, отнесённой к вынужденным генераторам по теплу. При этом средняя цена для потребителей второй ценовой зоны составила 1,68 рубля. Таким образом, по мнению ассоциации, некорректно говорить о значительном отличии цен оптового рынка для потребителей Забайкальского края от среднего уровня цен.

Обсуждаемые предложения по ограничению перечня потребителей, имеющих право на РД, потребуют внесения значительных изменений в нормативную базу отрасли, в том числе в ФЗ-35 «Об электроэнергетике». В первую очередь необходимо будет установить и обосновать критерии «исключаемых» потребителей. Также потребуется практически полностью пересмотреть действующую систему отношений на розничных рынках, внести изменения в порядок определения и применения предельных уровней нерегулируемых цен, порядок формирования баланса с выделением объёмов потребления по РД. Реализация подобных предложений потребует значительных временных и трудовых затрат. Кроме того, возможная конструкция оптового и розничных рынков, обеспечивающая подобную схему, будет крайне неустойчивой к каким-либо изменениям, связанным, например, с изменением субъектного состава или сменой потребителем сбытовой компании.

НЛМК на ПМЭФ-2019 объявил о строительстве ТЭС на 300 МВт на попутном газе, которая позволит существенно повысить и без того значительную «энергосамообеспеченность» комбината. Как обстоит ситуация с развитием распределённой генерации?

В целом вопрос обостряется с каждым годом, учитывая постоянно растущее давление нерыночных механизмов на потребителей. С уходом части потребителей в рознице на собственную генерацию это давление будет усиливаться, ведь сейчас на ОРЭМ мы контрактуем мощность на шесть лет вперёд, а при сокращении объёмов её покупки на рынке совокупная стоимость не изменится, то есть для оставшихся потребителей цены будут расти.

И тут немаловажным фактором является гарантия надёжного электроснабжения переходящих в том числе на собственную генерацию. Ведь если они не уменьшают присоединённую мощность, то всегда могут рассчитывать на резерв генерации из ЕЭС в прежнем объёме, даже если довольно длительно её не потребляют и, соответственно, не оплачивают. То есть другие потребители, по сути, субсидируют надёжность энергоснабжения потребителей с собственной генерацией. Ситуация может несколько законсервироваться с введением оплаты сетевых резервов, так как немного изменится экономика собственной генерации. Это может дать время для решения вопроса с нерыночными механизмами дополнительной финнагрузки на потребителей и для снижения стимула ухода потребителей на собственную генерацию.

Только что был проведён фактически последний отбор в рамках ДПМ ВИЭ. Как вы можете охарактеризовать промежуточные итоги программы ДПМ ВИЭ?

Год к году конкурсы сложно сравнивать, на нынешнем отборе объёмы были совсем небольшие. Тем не менее заявки по ВЭС и СЭС ниже прошлогодних средневзвешенных. Будут ли снижаться в дальнейшем цены? Думаю, да, так как это общемировой тренд, и мы пока даже не приблизились к тем минимумам, которые фиксируются на мировых рынках.

Что касается промежуточных итогов программы, то можно уже с уверенностью говорить, что поставленные перед ней задачи из сферы промышленной политики выполнены – панели и ветроустановки у нас производятся. Но для энергетики тут эффект скорее отрицательный: кроме роста цен отрасль иных эффектов не получила.

Минэнерго предлагает продлить действующую программу поддержки зелёной энергетики до 2035 года, сохранив её основные параметры, но уменьшив затраты потребителей. В прошлом году обсуждался вариант перенаправления на программу после 2024 года «экономии потребителей» от снижения цен на РСВ – около 400 млрд рублей. Какой сценарий актуальный сейчас?

Про 400 млрд – ранее мы уже говорили, что требуются серьёзные уточнения в методику учёта ВИЭ-генерации при планировании режимов работы и развития ЕЭС. Соответственно, будут уточнены и методики оценки эффекта от ценопринимания ВИЭ генерации на ОРЭМ. Сейчас по совокупности сложившихся факторов сложно ­прогнозировать такую экономию для потребителей.

Что касается обсуждения поддержки за горизонтом 2024 года, то дискуссия не прекращалась. Мы и дальше продолжаем отстаивать позицию о необходимости встраивания ВИЭ в рыночные условия. Полагаем, что это нужно делать через отбор проектов по одноставочной цене и снижение предельных уровней цен на отборах до средневзвешенной цены ОРЭМ к 2035 году.

Но основная дискуссия сейчас разворачивается вокруг объёмов поддержки. Если мы хотим удержать рост цен в пределах инфляции, то нужно признать, что денег на пожелания всех инвесторов не хватает и нужно искать баланс между объёмами и стоимостью развития всех видов генерации.

Долги на ОРЭМ по итогам мая достигли 78,5 млрд руб., при этом на долю Северного Кавказа приходится уже 75% всех неплатежей. Как в «Совете рынка» оценивают ситуацию с неплатежами на ОРЭМ? Какие точки кроме СКФО остаются «болезненными»?

Институт финансовых гарантий, заработавший на ОРЭМ ещё в 2013 году, принципиально переломил ситуацию с платёжной дисциплиной. Участники перестали задерживать платежи и кредитоваться на ОРЭМ; на рынке осталась только проблема системных неплательщиков. Прирост долгов формируется преимущественно гарантирующими поставщиками, находящимися под управлением «Россетей» (выполняет функции ГП в республиках Северного Кавказа, Калмыкии и Тыве. – Прим. ред.), работающих в регионах со спецстатусом (на РД. – Прим. ред.). Система фингарантий на оптовом рынке выстраивалась под обеспечение платежей по крупным договорам с наибольшими объёмами поставки. Проблемные ГП, у которых в среднем около 80% объёма покупки приходится на РД, в системе фингарантий «попадают» на очень небольшие суммы, и в принципе, более половины проблемных ГП свои обязательства по предоставлению обеспечения платежей на РСВ и балансирующем рынке выполняют.

Самым проблемным регионом, на который приходится около 50% всех долгов ГП Северного Кавказа, остаётся Дагестан. И к сожалению, в этом регионе ситуация из года в год только ухудшается. Также «Совет рынка» и рыночное сообщество в целом не удовле­творены платёжной дисциплиной на оптовом рынке в Северной Осетии и Ингушетии. За пять месяцев 2019 года уровень расчётов этих трёх ГП составил 29,5; 62,8 и 69,9%, снизившись «год к году» на 22, 21 и 3% соответственно.

Если оставить за скобками долги Северного Кавказа, Калмыкии и Тывы, то ситуация с расчётами на ОРЭМ стабильна и даже демонстрирует положительную динамику с учётом завершения процеду­ры замены проблемных ГП в ряде регионов.

На ПМЭФ-2019 «Россети» подписали соглашения с республиками СКФО о модернизации сетей, снижении потерь и повышении платёжной дисциплины. Есть ли динамика в решении проблемы северо-кавказских долгов?

Динамику в вопросе северо-кавказских долгов, к сожалению, пока можно отметить только в переговорном процессе. В 2018 году к обсуждению вопросов повышения платёжной дисциплины и погашения накопленной задолженности подключились «Россети». До этого в основном диалог строился только с «МРСК Северного Кавказа». Вопрос обсуждается как на уровне правительства в контексте соблюдения критериев 534-го постановления Кабмина (их невыполнение влечёт досрочную либерализацию цен в регионах на РД. – Прим. ред.), так и в Набсовете «Совета рынка», решением которого создана рабочая группа по обсуждению вопроса реструктуризации задолженности ГП Северного Кавказа.

«Россети» и «МРСК Северного Кавказа» в рамках данной группы предложили генераторам реструктуризировать долги при условии роста платёжной дисциплины в 2019–2020 годах с выходом на 100%-ный уровень оплаты текущих платежей с 1 июля будущего года. Учитывая текущее существенное снижение платёжной дисциплины, достижение заявленных показателей представляется маловероятным. Изменения в менеджменте «Россетей» и «МРСК Северного Кавказа», принимая во внимание их определённые успехи в работе с регионами, на наш взгляд, говорят о желании заниматься данной проблемой. Но о результатах этой работы можно будет говорить не ранее 2020 года.

Совместный проект «Перетока» и журнала «Энергия без границ» (№3 (56) июнь-август 2019).


1 Августа 2019 в 14:32