Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» предлагает использовать Комплексный механизм привлечения инвестиций в электроэнергетику на основе рыночных инструментов
5 марта 2018 г.Ассоциация «Сообщество потребителей энергии» считает неактуальным предложенный Минэнерго механизм ДПМ (договор о предоставлении мощности) для современного этапа развития российской электроэнергетики, отмечает его нерыночный характер, а также недостаточную обоснованность и противоречивость предложений ведомства. Подробнее с позицией Ассоциации по предложениям Минэнерго можно ознакомиться здесь.
Ассоциация считает целесообразным рассмотреть альтернативные, более эффективные решения.
Значительный профицит генерирующей мощности на горизонте, как минимум, до 2025 года, позволяет без спешки разработать и внедрить в отрасли сбалансированный инвестиционный механизм на основе рыночных инструментов, покончив с ДПМ (балансовый избыток генерирующей мощности в ценовых зонах оптового рынка (Европейская часть России, Юг, Урал и Сибирь) в 2023 году составляет 52 ГВт, чистый избыток мощности (мощность с учетом ремонтов и ограничений) в 2017-2023 гг., согласно Схеме и программе развития ЕЭС России, составит более 26 ГВт).
Более дешёвым и эффективным (в сравнении с ДПМ) решением для обновления тепловой генерации является комплексный механизм, включающий четыре элемента:
- 1. Использование потенциала существующих рыночных механизмов (РСВ, КОМ):
+12,6 ГВт к 2035 году за счет увеличения выручки генерации и повышения эффективности в конкурентном отборе мощности;
+16,7 ГВт к 2035 году за счет реинвестирования части прибыли, полученной от реализации первой программы ДПМ, совершенствование дивидендной политики государственных энергокомпаний, приоритетное финансирование инвестпрограмм.
- 2. Снятие «барьеров» и ограничений для развития когенерации, распределенной энергетики, новых технологий производства, передачи, хранения энергии и управления спросом:
+ 36 ГВт к 2035 году за счёт постепенного замещения старых выбывающих объектов ТЭС когенерацией, распределенной генерацией и высокотехнологичными элементами новой энергетики
- 3. Рыночные конкурсные процедуры:
+ 5 ГВт через конкурсы на замещение неэффективной «вынужденной» генерации и покрытие локального дефицита
Механизм: договор с обязательствами поставщиков по будущей загрузке (не менее 75-85%) в течение 15-20 лет (отбор по минимальному значению себестоимости электроэнергии) и выводу из эксплуатации неэффективной мощности.
- 4. Стимулирующее техническое регулирование
- внедрение НДТ, усиление технических требований, повышение энергоэффективности, локализация технологий;
- использование мер государственной поддержки (налоговые льготы, специальные инвестиционные контракты – СПИК, государственные гарантии, механизмы ГЧП и др.)
В итоге реализации этого подхода в энергосистеме России будет суммарно обновлено или замещено к 2035 году около 70,3 ГВт мощности.
Комплексный механизм привлечения инвестиций в модернизацию тепловых электростанций позволит гарантированно обновить мощности без ДПМ, развивая рыночные инструменты и стимулируя технологическое развитие отрасли.
Механизм ДПМ, работающий по принципу «отнять и поделить», является более дорогостоящим для российской экономики (предлагается использовать от 1,5 до 3,5 трлн руб. в виде доплат сверх рыночных платежей), но не позволяет достичь даже части тех эффектов, которые гарантирует комплексный механизм на основе рыночных инструментов.
Использование существующего рыночного маржинального ценообразования позволяет использовать прибыль, извлекаемую на рынках электроэнергии и мощности для постепенного обновления генерирующих мощностей за счёт повышения операционной эффективности и без возложения капитальных затрат на потребителей - ДПМ этого не предусматривает. Переход на рыночные инвестиционные механизмы позволит обеспечить обещанное потребителям на старте ДПМ снижение цен на электроэнергию после 2021 года.
Снятие «барьеров» и ограничений для развития когенерации, распределенной энергетики, новых технологий производства, передачи, хранения энергии и управления спросом позволит обеспечить технологическое развитие российской электроэнергетики, расширит их естественную питательную среду – технологическое состязание на конкурентных рынках электроэнергии и мощности, и даст возможность получить референции для последующего продвижения на внешних рынках.
Использование обязательств поставщиков по будущей загрузке модернизированных объектов для замещения неэффективной «вынужденной» генерации и покрытие локальных дефицитов одновременно положительно воздействует на рынок электроэнергии и рынок мощности, снижая ценовую нагрузку на потребителей и повышая эффективность генерации.
Использование комплексного механизма обновления генерирующих мощностей на основе рыночного ценообразования позволяет минимизировать риск ценовых всплесков и ошибок прогнозирования на энергорынке, которые неизбежно возникнут при «залповых отборах» по ДПМ.
Для реализации изложенного подхода необходимо разработать и реализовать «дорожную карту», предусматривающую внесение изменений в нормативные правовые акты, нормативную техническую документацию и регламенты оптового рынка электроэнергии и мощности, направленных на:
- расширение потенциала существующих рыночных механизмов (РСВ, КОМ), усиление стимулов для реинвестирования средств, полученных генерирующими компаниями за счет повышения эффективности «старого» оборудования в рамках маржинального ценообразования на рынках электроэнергии и мощности. Учитывая динамику прошлых лет (глубокая модернизация не менее 500 – 700 МВт ежегодно) и располагаемые ресурсы генерирующих компаний, это позволит выполнить модернизацию около 12,6 ГВт мощности к 2035 году;
- сокращение избытков мощности (стимулы к выводу из эксплуатации низкоэффективного устаревшего генерирующего оборудования с загрузкой менее 10%, а также проведение замещающих мероприятий, направленных на сокращение объема «вынужденной» дорогой генерации и позволяющих увеличить цену КОМ;
- снятие нормативных технических и рыночных ограничений для развития когенерации, распределенной энергетики, новых технологий производства, передачи, хранения энергии и управления спросом;
- реинвестирование средств, полученных генерирующими компаниями по ДПМ (после ввода объектов в период 2017 - 2024 гг. генерирующие компании получат по ДПМ от потребителей около 1,9 трлн рублей, из которых возврат собственных средств и чистый доход энергетиков составит не менее 700 млрд. рублей). Использование этих средств позволяет дополнительно глубоко модернизировать около 16,7 ГВт генерирующей мощности;
- финансирование проектов модернизации через совершенствование дивидендной политики для государственных энергокомпаний.
Кроме этого, учитывая, что объём превышения платежей за электроэнергию над инфляцией в период 2018 – 2021 гг. составит 970 млрд руб., для сдерживания роста цен (тарифов) на электроэнергию не выше инфляции с учетом развития электросетевого хозяйства, функционирования атомных электростанций, объектов ВИЭ и строительства удалённых энергообъектов, целесообразно разработать изменения в нормативные правовые акты, предусматривающие:
- продление срока действия текущих ДПМ с тепловой генерацией с 10 до 15 лет, с сохранением базового уровня доходности для поставщиков на уровне 14%;
- продление срока действующих договоров на поставку мощности с новыми атомными и гидростанциями (ДПМ АЭС/ГЭС) с 20 до 35-45 лет, с одновременным снижением базовой величины доходности по этим договорам, что позволит обеспечить полный возврат инвестиционных средств с учетом доходности в течение фактического (нормативного) срока эксплуатации энергоблоков (около 55-60 лет);
- корректировку сроков ввода энергоблоков на Курской АЭС-2 и Смоленской АЭС-2 на более поздние и «заморозку» до 2030 года сооружения энергоблока по технологии БН-1200 на Белоярской АЭС, в связи с отсутствием экспортного потенциала данной технологии, низкой стоимости ядерного топлива на мировых рынках, риском неокупаемости проекта на всём протяжении жизненного цикла в связи с высокими затратами на строительство данного энергоблока и схему выдачи мощности;
- ликвидацию перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе;
- исключение продления надбавки для субсидирования тарифов на электроэнергию в ДвФО, а также расширение ДПМ для поддержки ВИЭ и ТБО за счет оптового рынка.
Комплексный механизм привлечения инвестиций в электроэнергетику на основе рыночных инструментов позволит с минимальными затратами повысить эффективность, гибкость и надёжность функционирования энергосистемы, создаст условия для технологического развития отрасли и может стать одним из ключевых драйверов для развития экономики в целом.