© 2019 Teplovichok Today. Сайт создан на Wix.com

  • White Facebook Icon
  • White Twitter Icon
  • Google+ Иконка Белый
  • Teplovichok Today

Модернизация: «эхо» ДПМ или истина в деталях

Золотова Ирина – Директор Центра отраслевых исследований и консалтинга Финансового Университета при Правительстве РФ


Обсуждаемая в настоящее время программа модернизации электроэнергетики (ДПМ-2) позволит решить проблему текущего износа теплогенерирующих активов примерно за 10-15 лет. Являясь своего рода доработанной версией программы ДПМ, тем не менее содержит ряд «рафинированных» положений, требующих корректировки. Кроме того, данный механизм следует рассматривать в качестве временной меры – в целевой модели функционирования рынка электроэнергии и мощности дальнейшее необходимое обновление отрасли должно обеспечиваться в рамках механизма общего конкурентного отбора мощности.


В ближайшее время на российском оптовом рынке электрической энергии и мощности заканчивают свое действие договоры о предоставлении мощности (ДПМ), заключенные 10 лет назад и направленные на стимулирование привлечения инвестиций в обновление генерирующих мощностей. После окончания действия ДПМ, объекты генерации будут участвовать в конкурентном отборе мощности (КОМ) на общих основаниях и, соответственно, цена продажи мощности для них будет определяться по результатам КОМ. Цена продажи мощности по ДПМ ТЭС существенно (в среднем более чем в 4 раза – по итогам 2017 года) выше цены на мощность КОМ. В связи с окончанием действия ДПМ с 2021 года (завершение ДПМ для объектов, введенных в 2011 году) прогнозировалось существенное уменьшение платежей потребителей по ДПМ и снижение (сдерживание) темпов роста цен на электроэнергию на оптовом рынке.


Вместе с тем значительный уровень физического износа тепловых электростанций определил необходимость новых инвестиционных вложений в отрасль. По оценкам Минэнерго России свыше 30% (~47 ГВт) генерирующего оборудования имеют неудовлетворительный (требуется техническое перевооружение) и критический (эксплуатация недопустима) уровень физического износа. Источником требуемых инвестиций должны стать «высвободившиеся» после действия программы ДПМ средства. Таким образом, конечные потребители (преимущественно промышленные потребители) «не увидят» ожидаемое снижение/стагнацию цен на электроэнергию и, по сути являясь «принудительными» инвесторами, задают справедливые вопросы – «Что получат взамен?», «Какова эффективность предлагаемого механизма?», «Не будет ли дополнительного, сверх инфляционного (именно данный ориентир в настоящее время рассматривается как максимально-предельный), роста тарифов?». Последний вопрос обостряется уже существующими «надрыночными» механизмами ценообразования на оптовом рынке мощности (надбавками «Крым, Калининград, Дальний Восток»), а также экономически-необоснованными ценовыми дисбалансами в розничном рынке электроэнергии (проблема «перекрестного субсидирования» между группами потребителей).


Ключевой вопрос состоит не в том, проводить ли модернизацию или нет (ответ однозначен – модернизация необходима), а в том, как проводить (включая не только сам процедурный механизм и формирование соответствующих параметров потенциальных объектов модернизации), а также, что важно, как осуществлять контроль за исполнением обязательств, включая обязательства перед потребителями (в том числе в части тарифной нагрузки).


Но в первую очередь, как разумно утверждали древние, «определимся с понятиями». Это важно, чтоб не просто понимать друг друга (исключая проблему «Библейской Вавилонской башни»), а однозначно трактовать (оценивать) ожидаемые эффекты. Модернизация электроэнергетики должна предусматривать не только улучшение технико-экономических характеристик функционирования отдельных объектов генерации, повышение их эффективности (достигаемых за счет проведения реконструкции, тех перевооружения, ремонтов и т.п.), но и улучшение показателей эффективности в целом по отрасли (в том числе за счет вывода из эксплуатации неэффективных активов и строительства новых мощностей в обоснованном объеме). Разработанным Минэнерго России проектом постановления Правительства Российской Федерации, определяющим порядок и особенности реализации программы модернизации тепловых электростанций на оптовом рынке (далее – Проект), рассматривается частный случай данного понятия – «под мероприятиями по модернизации генерирующего объекта тепловых электростанций (в общественности также называемый «механизм ДПМ-2») понимаются мероприятия по полной или частичной замене существующего оборудования генерирующего объекта, котлоагрегата и иного оборудования на электростанции на соответствующее новое оборудование». Таким образом, Проект направлен на реализацию одного из набора элементов общего обновления отрасли, что, хоть и сужает рамки поставленных задач, но не умаляет значимости предлагаемых мероприятий.


О Проекте: сколько и за сколько?


Проектом вводится новый тип договоров на оптовом рынке мощности – договор купли-продажи мощности модернизированных объектов. Предварительный перечень объектов модернизации, реализуемых мощность по таким договорам, определяется по результатам долгосрочных конкурентных отборов. Процедуру долгосрочного отбора проектов модернизации осуществляет АО «СО ЕЭС» и организации коммерческой инфраструктуры с 2018 года – на 2022-2024 годы; с 2019 года по 2025 годы – ежегодно на 5-ый год проводимых отборов. Период поставки мощности по договорам купли-продажи мощности модернизированных объектов выше, чем по ДПМ и, составляет 192 месяца или 16 лет (период поставки мощности по ДПМ ТЭС составлял 10 лет).


Значения максимальной совокупной мощности, отбираемой для модернизации, определяются на основании Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики, утвержденной Правительством Российской Федерации. Проектом определенны ограничения по предельному объему отобранных проектов модернизации для каждой ценовой зоны на 2022 год и последующие периоды действия программы: для 1 ценовой зоны – 2,4 ГВт и 3,2 ГВт, для 2 ценовой зоны – 0,6 ГВт и 0,8 ГВт соответственно.


Формула определения цены продажи мощности объектов модернизации схожа с формулой расчета цены по ДПМ: обеспечивается возврат эксплуатационных и капитальных затрат, а также компенсация налоговых платежей (налог на прибыль и имущество), за вычетом величины прогнозной прибыли от продажи по итогам РСВ. В отличие от ДПМ числовые значения эксплуатационных и капитальных затрат объектов модернизации не установлены, а определяются по результатам долгосрочных торгов в зависимости от объекта. При этом Проектом предусмотрен ряд ограничений по уровню затрат объектов модернизации – параметров, используемых для расчета цены продажи мощности по договору:

  • удельные эксплуатационные затраты не могут быть выше цены, определенной по итогам КОМ предыдущего года для соответствующей зоны (для сравнения: цена КОМ в 2017 году на 16% и 12% сложилась ниже удельных эксплуатационных затрат, принимаемых при расчете цены ДПМ для 1 и 2 ценовой зоны соответственно);

  • величина капитальных затрат на реализацию проекта не может быть выше максимальной стоимости строительства, определенной исходя из предельных максимальных капитальных затрат (согласно предварительным оценкам работы ООО «Ламайер Интернациональ Рус» модернизация турбины будет стоить порядка 13−14 тыс. руб. за кВт мощности, что в 2 раза ниже уровня удельных капитальных затрат на строительство генерирующего объекта газовой генерации мощностью более 250 МВт).

С учетом предельного уровня капитальных и эксплуатационных затрат цена продажи мощности модернизированных объектов оценочно сложится в 2-а раза ниже аналогичного уровня цены продажи мощности по ДПМ для газовой генерации свыше 250 МВт в 1 ценовой зоне. Очевидно, что стоимость модернизации объектов может существенно варьироваться в зависимости от предусмотренных проектом работ. И здесь уместно вспомнить, что по некоторым объектам модернизации действующих ДПМ ТЭЦ цена продажи мощности сложилась ниже цены КОМ, что повлекло отказ от пролонгации договора ДПМ (например, энергоблоки Березовской ГРЭС, Новочеркасской ГРЭС, Сакмарской ТЭЦ). «Экономия», связанная со снижением стоимости модернизации по сравнению с ДПМ, будет направлена на дополнительную (к ИПЦ) индексацию цены КОМ в первой и второй точках спроса для каждой ценовой зоны (итоговая ежегодная индексация цены – примерно на 6% к предыдущему году) в целях создания объема средств для проведения мероприятий по обновлению производственных фондов объектами генерации, не вошедшими в программу ДПМ-2.


В целом можно констатировать, что предложенный Проектом порядок проведения отбора проектов по модернизации генерирующих объектов является доработанной версией программы ДПМ и предусматривает изменение наиболее критикуемых положений последней:

  • торги проводятся на основании конкурентных отборов объектов модернизации (механизм ДПМ не предполагает конкуренции, цена формируется на основании заданной формулы и определенных числовых параметров);

  • предусмотрена привязка к перспективным документам в отрасли – Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики (в том числе в целях определения обоснованно-необходимого объема модернизации исходя из балансовой ситуации).


Истина в деталях: для кого ДПМ-2, риски механизма


Во-первых, Проектом заложен принцип минимизации удельных капитальных затрат на реализацию мероприятий по модернизации. Очевидно, что конкурентные преимущества по данному критерию будут у более крупных объектов генерации (разница может составлять до 1,5 раз).


Во-вторых, предусматривается учет показателя задействования/ востребованности генерирующего объекта, участвующего в отборе, составляющего не менее 0,5. Другими словами в случае, если мощность не востребована, то данный объект не может участвовать в программе ДПМ-2. Вместе с тем нельзя исключать текущую возможность «игры» собственниками электростанций, направленную на снижение загрузки эффективных активов и «переброс» ее на менее востребованные в настоящее время в целях создания потенциала включения последних в программу модернизации.


В-третьих, Проектом установлено требование по локализации производства, степень локализации – не менее 90 процентов. В случае не подтверждения соблюдения требований по локализации производства величина капитальных затрат принимается равной нулю, а эксплуатационные затраты снижается на 50%. Данное положение должно способствовать созданию эффективной технологической инфраструктуры оснащенности тепловых электростанций, включая унификацию/типизацию бизнес-процессов и конструкций и повышение квалификации соответствующих специалистов. Вместе с тем остается нерешенной задача импортозамещения – использование при модернизации генерирующего оборудования (машин) российского производства, соответствующего наилучшим мировым технологиям: в настоящее время единственная область в тепловой энергетике, в которой производители газовых турбин из России критически отстают от ведущих мировых производителей – это газовые турбины большой мощности – 200 МВт и выше [1].


При расчете цены модернизации Проектом вводится ограничение по величине коэффициента, характеризующего прогнозную долю прибыли от продажи электрической энергии по итогам конкурентного отбора на сутки вперед: не менее 0,62 и не более 0,96. Если верхней границей очевидно (и справедливо) исключаются из отбора критически неэффективные мощности, то наличие нижнего предела создает барьер для электростанций, которые могли «не пройти» в программу ДПМ-2 по величине удельных капитальных затрат, но имели возможность «компенсации» за счет своей эффективности на РСВ.


Еще раз о Проекте: в поисках объективности


Проектом предусмотрены конкурсные процедуры по формированию перечня объектов модернизации, в отношении которых будут заключены соответствующие договоры. Вместе с тем, так определяется лишь предварительный перечень электростанций, итоговый пул генерирующих активов утверждается Правительством Российской Федерации на основании предложений Правительственной комиссии по развитию электроэнергетики («эхо» ДПМ).


Модернизация проводится с целью продления ресурса оборудования либо улучшения его эксплуатационных характеристик (повышения операционной эффективности, включая технические, экономические и экологические параметры). В Проекте предусмотрен механизм контроля исполнения самого документа, но отсутствуют положения, направленные на контроль параметров, которые улучшаются за счет модернизации: через запрет на вывод из эксплуатации на заявленный срок, ограничение по цене РСВ (ценовой заявке объекта модернизации) на перспективный период и т.п.


Более того в результате реализации программы модернизации должна быть обеспеченна эффективность и результативность принимаемых инвестиционных решений как отдельно по каждому объекту генерации, так и по совокупности «портфеля» модернизации, включая улучшение отраслевых индикаторов (например, снижение цен РСВ, снижение удельных расходов топлива, повышение КИУМ и т.д.) и макроэкономических параметров (совокупное снижение использования первичных энергетических ресурсов, повышение экологичности/снижение выбросов загрязняющих веществ, рост энергоэффективности). Реализация программы модернизации должна приводить к существенному изменению соответствующих текущих показателей в сторону целевых параметров.


Говоря про обязательства перед потребителями по динамике цен на электроэнергию, целесообразно сформировать соответствующий механизм мониторинга и контроля с выходом на комплекс мер по сдерживанию тарифов, в случае их превышения инфляционного уровня, вызванного рассматриваемыми инвестиционными решениями.


Вместо эпилога


Предложенные параметры программы модернизации могут позволить решить проблему текущего износа генерирующих активов примерно за 10-15 лет. Однако, по различным источникам, в перспективе объем физического износа оборудования будет нарастать и к 2035 году сложится на 27% выше уровня 2017 года, что потребует реализации дополнительных мер и механизмов, направленных на обновление отрасли.


Учитывая, что программа модернизации вводится взамен существующей программы ДПМ, ежегодный рост оптовых цен на электроэнергию (мощность) при соблюдении указанных параметров программы и прочих равных условиях (включая рост цен на газ) не превысит целевых параметров инфляции.


Вместе с тем, необходимо понимать, что основная тарифная нагрузка и по ДПМ сейчас, и по модернизации в перспективе ляжет на промышленных потребителей (в текущих условиях «пассивности» решения проблемы перекрестного субсидирования), цены для которых уже достигли уровня ряда европейских стран. Дальнейший рост цен на электроэнергию для данной группы потребителей может привести к их переходу на альтернативные источники электроснабжения (или снижению их финансовой устойчивости, сокращению объемов производства и конкурентных позиций).


Соглашаясь сегодня на предлагаемую программу модернизации (поддерживая с учетом отмеченных необходимых корректив), следует рассматривать существующий инвестиционный тарифный источник и конкурсный механизм ДПМ-2 в качестве временной меры, в целевой модели функционирования рынка электроэнергии и мощности обновление отрасли должно обеспечиваться в рамках механизма общего конкурентного отбора мощности (КОМ).


Ссылки:

[1] Зарубежные лидеры не только освоили производство газовых турбин единичной мощностью 340 МВт, но и успешно опробовали и применяют одновальную компоновку ПГУ, когда газовая турбина мощностью 340 МВт и паровая турбина мощностью 160 МВт имеют общий вал. Такая компоновка позволяет существенно сократить сроки создания и стоимость энергоблока.


Просмотров: 19