Минэнерго надеется уже к маю разработать все нормативные документы для запуска программы модернизации тепловой генерации. О том, какой механизм возврата средств инвесторов там будет прописан, “Ъ” подробно рассказал заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко.
Фото: Дмитрий Лекай, Коммерсантъ / купить фото
— Минэнерго для модернизации ТЭС предлагало схему, которая мало чем отлична от традиционной модели ДПМ (договоры на поставку мощности — с выплатами выше рыночной цены, которые гарантируют возврат инвестиций). А другие варианты рассматривали?
— Рассматривался следующий вариант: дождаться возникновения реального энергодефицита и уже тогда проводить конкурс на строительство новых мощностей. Но вариант получался достаточно дорогим, потому что между модернизацией и «гринфилдом» разница в цене от двух до четырех раз. То есть если мы дождемся вывода объекта из эксплуатации и на его месте будем строить новый, то цена получится на уровне 75 тыс. руб. за 1 кВт, такая цена у нас сейчас сложилась по Калининграду (строительство новых ТЭС для энергонезависимости региона.— “Ъ”). Для нас, безусловно, важны качественные показатели генерации, но в большей степени всех, и в первую очередь потребителей, интересует цена. Мы исходили из того, что она должна быть минимальной.
— Когда этот энергодефицит может возникнуть?
— При подготовке проекта энергостратегии и в генсхеме (электроэнергетики.— “Ъ”) мы просчитали, что пересечение кривой спроса и предложения наступает где-то в районе 2025 года плюс-минус два года.
— А почему отказались от варианта с повышением цены старой мощности — конкурентного отбора мощности (КОМ)?
— Один из вариантов был отыгрывать все ценой КОМа, но мы понимаем, что придется отказываться от системы ценообразования на мощность, принятой несколько лет назад. Нам пришлось бы опять делать цену не в среднем по ценовой зоне оптового энергорынка (их две — европейская часть РФ с Уралом и Сибирь.— “Ъ”), а по каждой зоне свободного перетока (ЗСП, более мелкое деление территории оптового энергорынка.— “Ъ”), и в отдельных регионах уровень цен сложился бы достаточно высоким. Пришлось бы играть в такую же игру: при возникновении дефицита в соответствующей ЗСП строить «гринфилд», но тогда цена была бы распределена не по ценовой зоне, а только в соответствующей ЗСП. Поэтому от этой модели мы отошли, хотя если смотреть с точки зрения рынка, она, наверное, является наиболее правильной.
— За отсутствие рыночных решений в концепции модернизации Минэнерго многие критикуют. Может, стоило дореформировать рынок и создать механизм, который поднимет цену КОМ до необходимого уровня?
— Первый и самый значимый фактор — это цена. К еще более высокой цене сейчас никто не готов. Второе, нам бы пришлось очень сильно увеличивать сроки отбора мощности, то есть уходить с четырех лет на значительно более длительные периоды. Сейчас мы планируем продлевать КОМ на шесть лет, чтобы быть уверенными в том, что полученные деньги генкомпании направят на продление ресурса и поддержание оборудования в надлежащем состоянии. Если уходить на восемь или двенадцать лет — это будет кардинально другая модель. И я не уверен, что она будет принята как потребителями, так и генераторами.
Что касается предложенного Минэнерго механизма, безусловно, он похож на ДПМ, но все-таки есть и отличия.
— В чем?
— Сейчас мы проводим отбор на Тамань (поиск инвестора для ТЭС мощностью 465 МВт.— “Ъ”), по сути, его можно назвать аналогом ДПМ. Дается price cap (потолок цены), срок окупаемости, доходность, цена распределяется на потребителей в соответствующей ценовой зоне. Любой проект будет включать эти параметры — в целом это все, что есть общего с моделью ДПМ.
Кардинальное различие в том, что если раньше государство в директивном порядке говорило, что именно инвестор должен строить по ДПМ — конкретную мощность в конкретном месте, то сейчас мы уходим от этого принципа. Мы определяем, какое оборудование и в каких объемах требует замены, без привязки к конкретным регионам, и дальше даем price cap, а инвесторы торгуются: кто предложит наименьшую цену, тот и победил. Конкурсный механизм виден, и это, наверное, самое фундаментальное отличие. Механизм, очень похожий на отбор ВИЭ (возобновляемой энергетики.— “Ъ”).
— Каков верхний порог объема мощности для модернизации?
— Мы предполагаем, что в модернизацию пойдет до 40 ГВт — это верхняя планка. При этом мы понимаем, что необходимо вводить ограничения по объему вводимых мощностей в год. Второе — нужно избежать знаменитых «ДПМовских горбов» (пиковых выплат по инвестконтрактам в определенные годы.— “Ъ”). Задача — попытаться спланировать ценовую нагрузку так, чтобы она была более или менее равномерной и вписывалась в инфляцию. И этими двумя показателями можно играть, то есть заявлять на ежегодный отбор не 4 ГВт, а 3 ГВт и в зависимости от ценовой нагрузки не 50% от «гринфилда», а 25%, например, или просто объем ежегодного платежа.
— По какой схеме будет проводиться отбор инвесторов?
— Мы для себя установили ряд критериев, которым должен соответствовать инвестор для того, чтобы войти в программу модернизации. Оборудование должно отработать свой парковый ресурс более чем на 125%, но при этом у него должна быть высокая электрическая и тепловая нагрузка — выше, чем в среднем по рынку. С генераторами и «Системным оператором» мы долго обсуждали, каким образом определять стоимость. Модернизация — это по сути замена крупных узлов станций: турбины, генератора, котла-утилизатора. Поскольку у ТЭС линейка оборудования достаточно широкая, то мы пошли по достаточно простому пути — мы формируем исчерпывающий перечень модернизационных мероприятий и определяем их эталонную стоимость.
Когда на конкурс приходит инвестор, он берет на себя обязательство, что ресурс станции будет продлен еще на 15–20 лет. Но для этого он должен поменять определенный перечень оборудования, это будет стоить столько-то. Все, у него сформировался price cap, но он может просить и меньше денег. К этой сумме еще будут прибавляться несколько процентов на то, чтобы установить оборудование, задача инвестора — уложиться в эти деньги.
— Как будет считаться доходность?
— Пока мы договорились, что этот метод расчета будет аналогичен ДПМ. В качестве инструмента будут использоваться индикативы долговых обязательств РФ с фиксацией доходности каждый год. В Тамани, например, мы установили доходность в 12%, и инвестор живет с ней 15 лет, но это единичный случай. Мы пока не договорились по поводу того, к каким финансовым инструментам будем привязываться. У нас была идея ориентироваться на ключевую ставку ЦБ плюс несколько процентов. Но базовый принцип в том, что доходность должна меняться для всех одинаково вне зависимости от того, когда инвестор вошел в проект.
— Как вы строили свой прогноз по росту цен на оптовом энергорынке, который вызвал много споров?
— При расчете нагрузки мы исходили из поручения президента РФ, что рост цены не должен превышать инфляцию. Мы посмотрели, когда у нас получаются максимальные ценовые значения — это 2021 год — и от этой точки просто провели расчет прогноза цены по инфляции, исходя из долгосрочного прогноза Минэкономики. В результате у нас получился прогноз по текущей цене (в 2021 году составит около 2,6 тыс. руб. за 1 МВт•ч, к 2035 году достигнет 2,875 тыс. руб. за 1 МВт•ч против 3,875 тыс. руб. за 1 МВт•ч при индексации на уровень инфляции.— “Ъ”). В моем понимании, отклонения от нашего прогноза будут минимальными.
— Почему при расчетах цены по инфляции и прогнозной цены вы первой точкой берете 2021 год, когда платежи по ДПМ будут на пике? По сути до этого года и после тренд должен идти вниз, не получается ли, что кривая цены по инфляции завышена?
— Дело в том, что у нас до 2021 года фактически все уже предопределено и расписано, в расчет цены мы включали объемы финансирования ДПМ ВИЭ, вводы новых станций в Крыму и Калининграде, строительство мусоросжигающих заводов (проекты «Ростеха» по созданию мусоросжигающих ТЭС, включены в ДПМ ВИЭ.— “Ъ”), надбавку для Дальнего Востока (доплата к цене оптового рынка для снижения тарифов в ДФО.— “Ъ”). То есть мы уже почти знаем цену в 2021 году. Если мы будем брать за начальную точку 2017 год и выстраивать инфляцию от этого года, то ценник и кривая будут другими, но это не будет иметь никакого отношения к реальной цене, которая будет точно выше. Поэтому зачем себя обманывать?
— А в спред между ценой по инфляции и текущей прогнозной ценой (58,7 млрд руб. в 2022 году, 851,2 млрд руб. в 2035 году) будет заложен тот объем средств, который может быть направлен на модернизацию?
— Давайте так, этот объем средств может быть направлен не только на модернизацию ТЭС, потому что в поручении президента говорилось о том, что необходимо посчитать нагрузку с учетом еще других факторов — атомная энергетика, ВИЭ и т. д. Мы провели расчеты для того, чтобы понимать, на что могут рассчитывать все энергетики.
— Вы уже понимаете, как будет распределяться этот объем между атомщиками, ВИЭ и тепловой генерацией?
— Для себя мы определили приоритет — это тепловая генерация, остальные, возможно, пойдут позже.
— Но атомщики все-таки попадают в программу модернизации?
— Для того чтобы они или кто-то другой попали в программу, нужно понимать цену вопроса. Боле точные расчеты будут немного позже. Шанс попасть есть у всех энергетиков, но приоритет, повторюсь еще раз,— тепловые электростанции.
— Какая может быть схема финансирования модернизации ТЭС на Дальнем Востоке, где нет энергорынка и сохранены тарифы?
— Мы сейчас просчитываем варианты: либо финансировать Дальний Восток за счет первой и второй ценовой зон, либо каждая ценовая зона платит за свои проекты, либо все-таки двигаться в единое энергетическое пространство с точки зрения распределения нагрузки, то есть все платят за каждый проект.
— Почему вы ставите такие сроки возврата, 15–20 лет, ведь для модернизации, по идее, они должны быть меньше, чем у ДПМ на новое строительство?
— На самом деле можно ставить и десять лет. Но тогда нам снова придется играть с генераторами в ту же игру. Они говорят, что цена КОМа слишком маленькая, поэтому они сейчас закончат получать деньги по ДПМ и законсервируют или выведут этот объект, потому что его эксплуатация слишком дорога. Поэтому лучше ставить максимальный срок.
— Штрафные санкции для генкомпаний, согласно вашему предложению, не такие жесткие: 25% от цены обычного КОМа. По старым ДПМ штраф отсчитывался от повышенных платежей. Почему смягчили?
— Сейчас это не принципиальный вопрос, мы можем пересмотреть подход в сторону ужесточения.
— А grace period (разрешение сдвинуть срок ввода) будет такой же, как и сейчас, один год?
— Да. Но поскольку модернизация вещь не сильно сложная, возможно, мы от grace period уйдем, тем более что сроки модернизации — год, два, максимум три.
— Потребители вас критикуют за то, что вы за основу программы модернизации берете генсхему, в которой прогнозируется профицит мощности. Вы не планируете пересматривать ее параметры с учетом того, что потребление в РФ почти не растет? Не нужно ли снижать коэффициент резервирования?
— Коэффициент резервирования мы для себя уже определили. Играть в сторону его снижения, притом что сейчас не меняется топология сетей и не будет новых объектов генерации, рискованно для надежности энергосистемы, особенно во второй ценовой зоне (Сибирь). Также в генсхему заложен достаточно консервативный спрос, в последние три года мы очень близки к прогнозу. Более того, по отдельным районам у нас спрос растет выше прогноза. На Юге России, например.
Поэтому к разговорам о том, что у нас профицит в энергосистеме в 22 ГВт, я достаточно спокойно отношусь. У нас есть регионы, где все на грани, на том же Юге или во второй ценовой зоне. Подача заявок на потребление от нескольких алюминиевых заводов съедает весь резерв. Темпы вывода мощностей за последние несколько лет нарастают, по результатам КОМ на 2020 год уже видно, что профицит не столь велик, как мы предполагали изначально. У нас есть заявки на вывод ряда ГРЭС — и достаточно серьезные.
— А что сейчас с программой по выводу оборудования?
— В конце 2017 года мы внесли в правительство закон об этом, я надеюсь, что в ближайшее время он пойдет в Госдуму.
— Что в этом законе?
— Если ты экономически неэффективен, ты выводишься, если при этом возникает дефицит, то ищут способы, каким образом этот дефицит заместить. Либо это новая стройка, либо один из элементов модернизации, либо решение проблемы через сетевую расшивку. В основу закладывалась конкуренция проектов.
— Как программа модернизации скажется на цене КОМ?
— Мы еще не провели расчет, но, конечно, отклонения будут в сторону повышения, тем более что мы все-таки делаем КОМ на шесть лет.
— Но вы все-таки не прогнозируете, что цена на мощность поднимется до уровня, необходимого для модернизации?
— Безусловно, и в рамках существующей модели генкомпании проводят модернизацию оборудования. Вопрос в том, что мы не понимаем глубину этой проработки и позволит ли она работать достаточно долго. Мы сможем это понять только одним образом — если у них есть обязательства и они в течение определенного периода будут получать ту или иную цену. Это определяется только таким путем: если генератор пойдет в модернизацию, то этой цены ему достаточно, если не пойдет — что тогда делать? Это такой неочевидный ответ…
— Минэкономики также представило свою концепцию инфраструктурной ипотеки, она вам понравилась? Является ли она альтернативой вашему механизму?
— Мы отправили свои замечания. Их механизм универсальный и касается не только электроэнергетики. Кстати, базовый принцип у них точно такой же, как в ДПМ: затраты, которые несут инвесторы, компенсируются с доходностью на протяжении определенного периода времени. Мы точно не рассматриваем его как альтернативу.
— Когда вы собираетесь принять все нормативные документы по модернизации?
— Мы поставили задачу разработать все к маю, но нам нужно будет получить результаты работы по эталонам стоимости модернизационных мероприятий, которую ведет консультант, и понять, к каким ценовым последствиям приводит эта программа. Мы также должны доработать ряд моментов, связанных с тем, как правильно выстроить процедуру отбора, какие критерии при этом использовать и т. п. Есть проблема, которую мы также сейчас хотим решить,— выставить к модернизированным объектам более высокие требования по эффективности.
— Предусмотрены ли в механизме модернизации требования по локализации оборудования? Если да, то какой уровень?
— Требования к локализации, безусловно, будут, а вот со степенью локализации определимся чуть позже. Но она будет достаточно высокой — это точно.
— Как будет гарантироваться, что программа модернизации будет отсекать проекты, которые сейчас генкомпании и так делают в рамках КОМа, не требуя доплат?
— Мы определим критерии допуска: возраст и наработанный ресурс оборудования. Второй момент: мощность в период проведения модернизации оплачиваться не будет, а это год — три, по нашим оценкам. Соответственно, собственнику с эффективным оборудованием отказываться от оплаты мощности и продажи электроэнергии экономического смысла нет.