МОСКВА, 6 фев - ПРАЙМ. Минэкономразвития РФ предлагает производителям и потребителям электроэнергии договариваться о стоимости модернизации электростанций. Стимулировать их к этому будут экономически: несговорчивые потребители заплатят больше, а производители получат меньше денег, чем могли бы, если бы договорились об устраивающей их цене.
В связи с завершением масштабного строительства теплоэлектростанций (ТЭС) по договорам предоставления мощности (ДПМ, гарантируют окупаемость инвестиций) в 2020–2030 годах в электроэнергетике РФ высвобождается около 1,5 триллиона рублей, говорил на ноябрьском совещании у президента Владимира Путина глава Минэнерго Александр Новак. Эти средства планируется реинвестировать в модернизацию тепловой генерации. В общей сложности до 2030 года может быть обновлено 40 ГВт ТЭС, отмечал министр.
По итогам совещания в декабре были опубликованы поручения президента, согласно которым правительство должно к 1 марта разработать механизм привлечения инвестиций в модернизацию. При этом особое внимание нужно обратить на ограничение роста тарифов на электроэнергию уровнем инфляции, строительство удаленных энергообъектов, развитие электросетей и возобновляемых источников энергии (ВИЭ), модернизацию атомной энергетики.
Минэкономразвития РФ в январе обнародовало свое видение модернизации ТЭС, предлагая использовать для этого механизм инфраструктурной ипотеки. Министерство считает, что проекты нужно отобрать на конкурсной основе в 2018 году, пуск ТЭС после модернизации будет производиться в 2022-2027 годах.
Согласно презентации замминистра экономического развития Михаила Расстригина на "круглом столе", состоявшемся в рамках Недели российского бизнеса РСПП, по модели модернизации ведомства предполагается, что сначала кабмин РФ утверждает условия отбора проектов: типы мероприятий (модернизация, реконструкция, строительство), предельный диапазон капзатрат, требования к проектам, финансовые ограничения на совокупную стоимость мощности по ДПМ для инфраструктурной ипотеки для зон энергорынка.
УЧАСТИЕ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Далее проводится конкурсный отбор проектов. На первом его этапе происходит верификация капзатрат: генерирующие компании (поставщики) подают заявки и АТС (коммерческий оператор энергорынка) формирует исходный перечень проектов. Затем собираются предложения поставщиков и покупателей по стоимости проектов. АТС публикует уточненные значения капзатрат.
Наиболее важное новшество этого этапа - участие потребителей в определении итоговой стоимости модернизации. Изначально будет задан ценовой диапазон капзатрат по каждому проекту, а дальше поставщики и покупатели должны договориться по конкретной цене.
"Мы предлагаем механизм, который говорит о том, что и потребители, и генераторы должны подавать определенные заявки, которые будут оценивать стоимость мероприятий по модернизации. Причем, если генератор и потребитель подают слишком высокую или слишком низкую заявку в пределах диапазона, то и тот, и другой проиграют. Цель этого упражнения заключается в том, чтобы договориться. Те, кто договорится, получат дельту - эта разница между заявками тех генераторов и потребителей, которые не смогли договориться. То есть, потребитель, который подает слишком низкую заявку, платит по максимуму, и генератор, который подает слишком высокую заявку, получает оплату по минимуму - и вот эта дельта распределяется в пользу тех, кто договорился. Таким образом, механизм стимулирует участников договориться по цене модернизации", - пояснил Расстригин.
На втором этапе конкурсного отбора предусмотрена минимизация доходности по проектам: поставщики направляют в АТС заявки с величиной нормы доходности. Этот показатель станет основой для конкуренции проектов между собой. АТС и Системный оператор Единой энергосистемы РФ формируют итоговый перечень проектов на основе их ранжирования по норме доходности, разнесения по годам начала поставки мощности, учета требований СО, соблюдения ценовых ограничений. Затем заключаются договоры с фиксацией периода возврата капзатрат и обязательств по поставке мощности на 25 лет.
Как отмечается в презентации, в совокупных платежах потребителей доходность по проекту может составлять до 55-65% от совокупного платежа за мощность за весь период окупаемости проекта. Таким образом, доходность - не менее важный параметр с точки зрения платежа потребителя, чем капзатраты.
Конкуренция по величине доходности предполагает, что проекты с низкой нормой доходности отбираются в первую очередь. Отмечается, что этот механизм позволяет отбирать проекты с относительно более глубоким уровнем модернизации (более капиталоемкие) и не дискриминирует объекты по типам генерации.