О том, как Минэкономики видит механизм модернизации старой генерации, и о том, какую роль в этом должны играть потребители, “Ъ” рассказал заместитель министра экономического развития Михаил Расстригин.
Заместитель министра экономического развития Михаил Расстригин
Фото: Пресс-служба Министерва экономического развития
— Почему за основу концепции модернизации взяли ДПМ (договоры на поставку мощности — с выплатами выше рыночной цены, которые гарантируют возврат инвестиций)? Многие ожидали от Минэкономики более рыночной схемы.
— Мы считаем, что предложения по модернизации должны быть вписаны в текущую архитектуру рынка. Кроме того, в нашу схему заложены элементы конкуренции как при определении стоимости модернизации, так и при выборе проектов. Разве не это базовые принципы рынка?
— А можно отпустить оптовые цены на электроэнергию (сектор РСВ) или поднять цену мощности на конкурентном отборе (КОМ)?
— Прежде всего важно соблюсти баланс. Скажем, если мы повысим только цены КОМ, то увеличится выручка, которую генкомпания получает как некий фиксированный платеж. Но это снизит долю рынка РСВ, где есть конкуренция топливных затрат. К тому же, повышение цен КОМ или РСВ повышает вероятность, но отнюдь не гарантирует проведение модернизации. И это тоже может быть ограничением.
Предлагаю посмотреть на это с другой стороны: сейчас у нас есть возможность для того, чтобы провести модернизацию…
— Вы имеете в виду средства потребителей?
— Напомню, что после 2021 года в секторе начнет снижаться выручка в связи с завершением программы ДПМ. В результате будут высвобождены те самые платежи, которые можно будет использовать для того, чтобы провести модернизацию. По сути, мы говорим о будущих денежных потоках, которые уже сегодня могут стать инвестициями. Кстати, именно этот принцип мы предлагаем заложить в программу инфраструктурной ипотеки, с помощью которой планируется привлечь инвестиции в инфраструктуру. Не только в энергетику, но и другие сферы.
Зачем нужны инвестиции? Во-первых, возраст энергооборудования в России сегодня довольно высок. Например, у ТЭС износ сейчас 69%. Во-вторых, сейчас, когда капвложения генкомпаний в обновление мощностей снижаются, снижается и спрос на оборудование: в частности, загрузка предприятий энергомашиностроения сегодня ниже 50%. Что, в свою очередь, ведет к сокращению возможностей по разработке и созданию новых отечественных технологий и т. д. В этом контексте важно сказать о программе ДПМ, которая позволила не только избежать энергодефицита в стране, но и привлечь средства в смежные отрасли (например, в машиностроение). Сегодня эта программа закончилась.
Можно сказать, что нам как потребителям сейчас не угрожают глобальные проблемы. Вместе с тем в стране еще немало объектов, которые требуют глубокой модернизации. И потому уже через несколько лет эти «узкие места» в энергосистеме могут стать серьезной преградой для экономического роста.
Вернемся к самой концепции. Наше предложение состоит в том, чтобы отбор происходил «залпом», то есть правительство отбирает станции, которые будут модернизованы в будущем, например, с 2022 по 2027 год. Тем самым создаются условия для конкуренции всех желающих. Есть еще один существенный плюс — это предсказуемое развитие для самих собственников генерации, поскольку они будут понимать, какое количество мегаватт модернизированных мощностей, поставляющих электроэнергию и мощность еще в течение 25 лет, будет введено и оплачено за соответствующий период. Хочу отметить, что здесь очень важно правильно рассчитать срок ввода этих мощностей. Ведь если мы зафиксируем обязательства на слишком длительный срок, то рынок может получить ложный сигнал в части внедрения инноваций, что попросту снизит на них спрос.
— Каковы общие объемы модернизации?
— Мероприятия по модернизации могут касаться как основного, так и вспомогательного оборудования электростанций. И эти мероприятия отнюдь не всегда могут быть отражены напрямую в виде мегаватт мощности…
— То есть объемы вы не считали?
— Мы исходим из того, что надо соблюсти баланс между потребностями в обновлении мощностей и возможными расходами на оплату данных мероприятий. Важно учесть и позицию «Системного оператора» по надежному энергоснабжению в единой энергосистеме, не забыв про схемы теплоснабжения. Скажу больше: предполагается, что будет разработано меню модернизации — эталонная стоимость того или иного элемента электростанции. То есть мы говорим, что считаем не стоимость 1 МВт, а определяем набор мероприятий, который даст возможность поставлять мощность в течение заданного срока, и сопоставляем стоимость модернизации с количеством финансового ресурса, который мы можем использовать.
— Какой общий объем этого ресурса?
— Он будет равномерно увеличиваться и, по оценкам, не превысит 300 млрд руб. в год в ближайшие десять лет.
— На конкурс может прийти любой проект?
— До конкурса будет предусмотрен этап предквалификации, в ходе которого правительство зафиксирует требования по текущему состоянию оборудования, по типам проектов, ограничениям на совокупную мощность по ценовой зоне оптового рынка или зоне свободного перетока.
— Правильно я понимаю, что к отбору будут привлекать и потребителей?
— Задается диапазон стоимости для проекта, скажем, 90–110% номинала, посчитанного по «меню», и в рамках этого диапазона потребителям и генераторам предлагается подавать заявки с оценкой справедливой стоимости. Причем механизм устроен так, что, если потребитель подает слишком низкую цену (а он, как вы понимаете, заинтересован в том, чтобы заплатить меньше), генератор же, напротив, более высокую, то, в конечном счете, и тот, и другой проиграют. Потому что в этом случае потребитель заплатит по максимуму, а генератор получит по минимуму. Сформировавшаяся дельта будет распределена в пользу тех потребителей и генераторов, которым удастся договориться по стоимости и предложенного мероприятия. И это только первый этап отбора.
— А как будут формироваться эти заявки? Генераторы будут в курсе, какую цену предложили потребители, или игра пойдет втемную?
— Как уже было сказано ранее, задача участников процесса — совпасть в цене, тогда обе стороны окажутся в плюсе.
Оценка стоимости мероприятий — весьма сложный процесс. Именно поэтому так важно эталонное меню стоимости мероприятий по модернизации. Мы уверены, что к данному процессу необходимо привлечь потребителей.
— На втором этапе будет конкуренция по доходности?
— В ходе этого этапа на стоимость мероприятий, зафиксированную на первом этапе, генераторы предлагают норму доходности, по их мнению, достаточную для возврата капитала в течение 25 лет. В нашей модели доходность — это переменная, учитывающая полную стоимость модернизации с учетом экономии, которую собственник может получить на этапе строительства, за счет оптимизации OPEX либо на рынке тепла или электроэнергии. Скажем, он может прийти на отбор и сказать, что готов за счет конкурентных преимуществ строить объект с номинальной доходностью 10%, а не 12%. В то же время его реальная доходность за счет оптимизационных мероприятий или дополнительных доходов может быть выше.
Другая история с доходностью заключается в том, что ее доля превышает 50% в совокупном платеже потребителей. Значит, оптимизация этой части платежа может дать существенный эффект на стоимость модернизации для них. В результате мы создадим конкуренцию по приближенному аналогу приведенной полной стоимости 1 кВт•ч на жизненном цикле объекта (LCOE).
— Вы не опасаетесь, что при залповом отборе часть мощности может оказаться невостребованной?
— Сейчас у нас есть СиПР (схема и программа развития энергетики.— “Ъ”), которая утверждена до 2023 года, там сделан достаточно подробный расчет балансов энергосистемы. Есть также генсхема, она выше по уровню планирования, в ней балансовая ситуация сформирована менее точно по сравнению с СиПР. Но тут не нужно уходить в крайность и откладывать решение о модернизации — идеальных прогнозов не бывает. Такие особенности можно учесть, например, если мы выбираем объект энергетики, который получит дополнительные средства на модернизацию до 2023 года. Тогда это одна история. Если же мы выходим за этот промежуток и идем дальше — а наше предложение до 2027 года,— увеличивается риск того, что мы можем ошибиться в размещении объекта либо в количестве объектов для модернизации. В результате снижается предсказуемость, а риски возрастают. Часть этих рисков на себя может взять и генератор. При этом, конечно, мы в обсуждаемой концепции предлагаем застраховать потребителей от неисполнения обязательств со стороны генкомпаний: не поставил в срок мощность, сломалось оборудование — не получаешь оплату.
— То есть снижается доходность?
— Доходность зависит напрямую от востребованности оборудования станции. Условия конкурса должны быть сконструированы исходя из этого. Такие элементы, например, уже заложены в условия ДПМ для ВИЭ (возобновляемая энергетика.— “Ъ”) через целевую загрузку, то есть если работаешь с нагрузкой ниже определенного уровня — получаешь пониженную доходность на инвестиции. Если вернуться к ТЭС, то целевая загрузка — это не что иное, как обратная сторона топливной эффективности.
— Как вводы отобранной мощности будут распределять по годам?
— Мы предлагаем генераторам сразу заявить промежуток времени, в течение которого они планирует начать поставлять мощность модернизированного объекта. Например, с 2022 по 2024 год. А уже дальше, когда есть полный список генерации, прошедший два этапа, начинается распределение объектов по годам с учетом тех ограничений, которые существуют в энергосистеме и минимизации стоимости для потребителей.
— Будет ли ваш механизм распространяться на АЭС?
— Мы сейчас думаем, как лучше всего учесть атомные станции в нашем предложении.
— А атомщики вписываются в ограничение «цена плюс инфляция», или это еще дополнительная нагрузка?
— Окончательное решение за правительством. Мы прорабатываем разные сценарии с учетом мнения генераторов (и атомщиков в том числе), встречаемся со всеми стейкхолдерами и пытаемся найти какое-то оптимальное решение.
— Почему в вашей концепции есть прямой запрет на включение в модернизацию ГЭС?
— Мы проводили совещание с собственниками ГЭС, их предложения тоже будем рассматривать.
— Модернизация станций «РусГидро» на Дальнем Востоке тоже входит в ваш механизм?
— Мы также прорабатываем этот вопрос.
— А почему все же такие большие сроки по окупаемости — 25 лет?
— Мы исходим из того, что российская энергетика сильно изношена. Нам кажется, что важно провести именно глубокую модернизацию и получить в результате долго работающие электростанции. Хочу еще раз подчеркнуть, что нам кажется важным увязать сроки поставки и оплаты мощности. То есть если оборудование выйдет из строя во время обязательного срока поставки мощности, то потребитель не должен платить за это. Все-таки это тот риск, который должен лежать на собственнике, и он будет стимулировать проведение качественной модернизации.
— Среди генераторов возникли опасения, что у компаний с госучастием и иностранных компаний будет больше возможностей пройти отбор, поскольку им легче привлекать капитал и управлять доходностью...
— Как я уже говорил, в ходе отборов речь идет не только о механизмах, связанных с доходностью, но и об иных конкурентных преимуществах, которые опосредованно разыгрываются: у кого-то, может, капитал дешевле, у кого-то больше компетенций в стройке или дополнительные доходы на рынке тепла или электроэнергии.
— Сейчас есть генерация, которая вполне может модернизироваться в рамках доходов от КОМ. Она не сможет получать инвестнадбавку по новому механизму?
— Сейчас чаще всего проводят перемаркировку и переаттестацию, и мощность блока вырастает, например, со 100 до 110 МВт. Мы говорим о глубокой модернизации, которая затрагивает основное технологическое оборудование — котел, турбину, генератор, силовой трансформатор — и позволяет модернизировать вспомогательное, включает мероприятия по оптимизации электростанции с точки зрения очередей. Такие проекты требуют существенных инвестиций. Часть из них может окупиться за счет рынка тепла или РСВ и КОМ, но, если мы откидываем тепло и говорим только про электрику, то текущих цен будет недостаточно для большей части проектов.
Если кто-то из собственников видит возможность провести такую модернизацию в текущей конъюнктуре цен РСВ или КОМ, то он может принять решение не идти в спецпрограмму модернизации. Здесь тоже есть плюсы. В первую очередь, он не берет на себя обязательство по поставке мощности в течение 25 лет, он будет более гибок в части доходов на РСВ и срока эксплуатации. В этом смысле предлагаемый срок поставки длиной в 25 лет — это повод оценить другие способы модернизации.
— Должны ли неконкурентноспособные мощности, которые можно вывести, участвовать в программе?
— Во-первых, у нас уже выведено большое количество мощностей. КОМы, которые прошли до 2021 года, предполагают существенные объемы вывода. Кроме того, на горизонте 2021 года в Сибири у нас складывается ситуация, близкая к энергодефициту. В европейской части России осталось около 3 ГВт по результатам КОМ. О чем это говорит? Количество мощности, которое может покинуть рынок, достаточно сильно увеличивается и в текущей модели. Поэтому я бы не стал говорить, что вопрос вывода сейчас стоит остро. Тем более что вывод можно дальше стимулировать через КОМ.
Интервью взяла Татьяна Дятел