Logo b1eb039490842d98c30c5e038f2bcd6d5e420fbacbf25c2a3260b03ded77dc0f
Электрические сети в Системеинформационно-консалтинговая группа

МЭР предложил генераторам и потребителям договариваться о цене модернизации

07 февраля 2018

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 обе стороны цене. Модель была представлена в презентации замминистра экономического развития Михаила Расстригина, обнародованной 6 февраля на профильном «круглом столе» в рамках Недели российского бизнеса РСПП.   

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 трлн 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 удалённых 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 Михаила Расстригина, по модели модернизации, предлагаемой Минэкономразвития, сначала правительство должно утвердить 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.

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 уточнённые значения капзатрат.

Наиболее важное новшество этого этапа – участие потребителей в определении итоговой стоимости модернизации. Изначально будет задан ценовой диапазон капзатрат («вилка») 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 определённые 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 подаёт 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 Михаил 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» формируют итоговый перечень проектов на основе их ранжирования по норме доходности, разнесения по годам начала поставки мощности, учёта 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 будут проходить отбор 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.

В Минэнерго пока не стали комментировать инициативу Минэкономразвития.


Источник:  Переток.РУ