Государство снова включает механизм гарантирования инвестиций

Минэнерго уже с 2018 года может начать проводить вторые этапы конкурсов по отбору мощности для финансирования модернизации старых электростанций. Победители конкурсов получат аналог договоров на поставку мощности на десять лет. На первый конкурс могут выставить до 3 ГВт, за это, по оценкам аналитиков, потребителям придется заплатить до 10 млрд руб. Однако они категорически против продолжения практики ДПМ в любой форме.

Минэнерго на ежегодной конференции «Совет рынка» (регулятор энергорынков) 13 октября раскрыло основные параметры новой реформы рынка мощности в РФ. Речь идет о проведении двухэтапных конкурентных отборов мощности (КОМ), которые, как предполагает регулятор, смогут решить проблему нехватки средств на модернизацию оборудования.

Новая схема, по сути, продолжает инвестиционный цикл, запущенный в 2010 году при реформе РАО «ЕЭС России» с программой договоров на поставку мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций за счет повышенного платежа потребителей в течение 15 лет). Основная часть ДПМ-генерации уже построена, пик платежей за мощность придется на 2021 год, суммарное снижение платежей к 2035 году, по оценке Минэнерго, составит порядка 1,5 трлн руб. Предполагалось, что после завершения инвестцикла генкомпании будут работать на рынке мощности, но, как считают производители, ее текущая цена окупает лишь постоянные расходы генерации. Для сохранения денежного потока генкомпании активно лоббируют введение некоего аналога ДПМ, но уже для модернизации старых мощностей.

Сейчас КОМ проводится в один этап, формируя цену на мощность в двух ценовых зонах (европейская часть РФ с Уралом и Сибирь) на четыре года вперед. Ключевая идея — ввести второй этап КОМ, который будет проводиться в зонах свободного перетока (ЗСП, как правило, объединяет несколько регионов): если по итогам первого этапа отобранная мощность не закрывает спрос в данной ЗСП, то генкомпании смогут подавать заявки на модернизацию или новое строительство. Побеждает предложивший наименьшую цену проекта, который получит ДПМ на десять лет. При этом отбор будет ограничен по цене и объему мощности. Мощности, не получившие квоту, но необходимые энергосистеме, продолжат поставки по цене КОМ для старой генерации и смогут вернуться на отбор в следующем году. Если заявка генкомпании не нужна для покрытия спроса, ей придется вывести оборудование.

Как пояснил замминистра энергетики Вячеслав Кравченко, второй этап КОМ в объеме 1-3 ГВт мощности может заработать уже на следующем отборе. По его словам, доходность и технические параметры будут пересматриваться ежегодно, но менять их после подписания ДПМ будет запрещено. «Поскольку объем мощности, который мы выставляем на эти конкурсы, существенно меньше, чем необходимо поменять, безусловно, генераторы вступят в борьбу, и цена существенно снизится от предельных уровней, которые мы установим»,— добавил он. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, платеж потребителей за модернизацию 3 ГВт мощности может составить до 10 млрд руб.

Вячеслав Кравченко, замминистра энергетики, о проведении второго этапа КОМ,
13 октября

Если постараемся, то я думаю, что в следующем году можно будет начинать эти процедуры

Глава набсовета «Совета производителей энергии» Александра Панина из «Интер РАО» отметила, что при переходе на двухэтапный КОМ существуют риски того, что инвесторы будут стремиться «уйти во второй этап». Это произойдет, «если первый этап останется на текущем уровне цены КОМ, которая не устраивает генераторов». Госпожа Панина считает, что цену КОМ нужно поднять таким образом, чтобы в рамках первого этапа генкомпании могли проводить капитальные ремонты, а на втором — более глубокую модернизацию. Как писал “Ъ” 7 октября, для модернизации достаточно поднять цену КОМ на 6% к 2021 году, до 160 тыс. руб. за МВт в первой ценовой зоне оптового рынка (европейская часть РФ и Урал).

По подсчетам энергетиков, к 2035 году нужно модернизировать до 70 ГВт, потратив на это до 1,2 трлн руб. Но компании расходятся в оценках. По мнению заместителя главы «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ) Павла Шацкого, для модернизации блока ПГУ 420 МВТ на базе ГТЭ-160 требуется около 1,7 млрд руб., что равнозначно покупке одно новой газовой турбины. При этом такая модернизация потребуется на 11—13-м годе работы блока, т.е. через год после завершения сроков действия ДПМ. Проводить эти работы потребуется в условиях, когда ставка КОМ для вышедших из ДПМ блоков снизится в 8-10 раз. В целом по стране в период с 2019 по 2026 год придется принимать решения о продлении паркового ресурса и модернизации 16 ГВт блоков ПГУ, выработавших ресурс газовых турбин. Также он отметил, что существующая цена КОМ вплоть до 2021 года не покрывает этих затрат и требует корректировки.

По мнению вице-президента «Фортума» Юрия Ерошина, существующая архитектура рынка в большинстве случаев позволяет энергокомпания самостоятельно финансировать модернизацию мощностей. Исключение — если вывод мощности невозможен, но и в этом случае нужно через конкурс определять, что будет дешевле для рынка: проводить модернизацию объекта, строить замещающие сети или новый объект генерации.

Но крупные потребители категорически против инициативы Минэнерго по предоставлению гарантированной доходности генераторам «в отрыве от загрузки», поскольку это приводит к убыткам потребителей, отметил глава Сообщества потребителей энергии Василий Киселев. По данным президента «Русэнергосбыта» Михаила Андронова, из мощностей, построенных по ДПМ, каждый пятый энергоблок загружен менее чем на 40%, а общий избыток в энергосистеме достигает 50–55 ГВт. В качестве альтернативы господин Киселев предложил использовать для ремонтов текущие поступления генераторов от ДПМ и КОМ.

Татьяна Дятел