Москва. 29 декабря. INTERFAX.RU – Главной головной болью для всего электроэнергетического рынка России в 2014 году стала такая привычная уже вещь, как конкурентный отбор мощности. Многие из не прошедших отбор генобъектов получили статус вынужденных, но на перспективу энергетикам дали установку на вывод станций.
Сетевые компании традиционно продолжили продвигать тему финансирования своей объемной инвестпрограммы: одними из первых они попросили деньги из Фонда национального благосостояния (ФНБ), а также насчитали у себя около 600 млрд руб. выпадающих доходов при действующей нормативной базе.
При этом, как отмечали участники рынка, денежный "пирог", формирующийся из спроса и того, что потребитель готов профинансировать через тариф, для энергетиков ограничен. "Более того, он сжимается", - говорил глава НП "Совет рынка" Максим Быстров.
Атомный ингредиент не всем по вкусу
"Мы в этом "пироге" имеем сейчас что?", - спрашивал Максим Быстров участников рынка в ходе ноябрьской конференции в Пятигорске. Перечислили договоры о предоставлении мощности (ДПМ), как некий государственный механизм, который гарантирует инвестору возвратность на очень привлекательных условиях. Кроме того, обсудили проекты возобновляемых источников энергии (ВИЭ), которые "отъедают" хоть и маленький, но имеющий тенденцию к росту кусок этого пирога, новую генерацию в Крыму и Калининграде, а также особые условия для Северного Кавказа. Часть решений по этим темам с ноября была принята.
Было решено, что особые условия для сбытов Северного Кавказа продлят - до 2018 года, а не до 2020, как предполагалось ранее. Крым и Калининград, по утвержденному Советом Федерации закону, оплатят потребители. А часть произведенной ВИЭ-генерацией электроэнергии будут забирать сети для компенсации потерь.
Открытым остался вопрос с ДПМ для атомной генерации. В ближайшие годы ожидается пик по вводам именно этих типов станций. За 2013 год и январь-сентябрь 2014 года суммарная стоимость мощности, реализуемой по ДПМ АЭС и ГЭС, составила около 26 млрд руб., что составляет примерно 5% от полной стоимости мощности на оптовом рынке, отмечается в письме НП "Сообщество потребителей энергии" министру энергетики Александру Новаку.
При этом строительство мощности этих станций финансировалось, в том числе, за счет "целевых инвестиционных средств" (ЦИС), включаемых в тарифы "Росэнергоатома" и "РусГидро" в 2004-2010 годах, а также федеральной целевой программы. "Потребители дважды оплачивают средства, включенные в ЦИС - первый раз в составе тарифа, а второй раз - в цене ДПМ АЭС/ГЭС", - отмечается в письме министру. "Считаем, что необходимость возврата средств бюджета, выделяемых в рамках федеральной целевой программы (в том числе с доходностью на них) требует отдельного публичного обсуждения", - заключили авторы письма.
Потребители ожидают, что их платеж за ДПМ АЭС/ГЭС с 2015 года вырастет в 10 раз - с 17 до 160-170 млрд руб. ежегодно. Это может привести к росту цен на оптовом рынке. Но беспокоят не только деньги. К 2020 году с учетом продления ресурса действующих реакторов типа РБМК совокупная установленная мощности АЭС в РФ может вырасти на 34%, до 34 ГВт. Из-за этого может усложниться балансирование ЕЭС, уверены потребители.
"Есть проблема, и мы будем ее решать", - отвечал Александр Новак на вопрос "Интерфакса" о том, что в Минэнерго думают о подобной позиции участников рынка по вводам АЭС. Также сообщалось, что Минэкономразвития и Минфин обсуждают с экспертами оптимизацию госпрограммы развития атомного комплекса (в том числе и в части переносов вводов).
Острая смесь сетевых инициатив
Не обойдется при подготовке нового рецепта "денежного пирога" и без сетевых компаний. Вопрос о том, как генерации и потребителю осуществлять взаимодействие с сетевым комплексом, обсуждался в этом году неоднократно. У сетевого холдинга "Россети" на это свой ответ: компания оценила объем выпадающих в 2015-2017 гг. доходов в размере 600 млрд руб. - в случае, если не будут приняты предложения компании по их компенсации. Кстати пришлось то, что госкомпании обязаны готовить долгосрочные программы развития (ДПР) и согласовывать их с правительством.
"Россети" посвятили отдельное приложение к документу предложениям по "совершенствованию действующего законодательства". Помимо вопроса "последней мили" и повышения темпов роста тарифов в некоторых регионах, сетевой холдинг попросил обеспечить предоставление бюджетных государственных гарантий РФ и субъектов по кредитам и займам группы компаний, а также предусмотреть льготы по кредитам в части компенсации доли процентной ставки, не соответствующей тарифным решениям. Как минимум в одном вопросе - по расчетам с потребителями по фактической мощности (а не по заявленной) - сетям могут пойти навстречу: ввод этих расчетов запланирован на 1 июля следующего года.
Для решения ряда проблем "Россети" предлагали создать единую организационную структуру для управления сетями с единым тарифом. "Новый уровень управления автоматически решает проблему (выпадающих доходов - ИФ) "последней мили",- говорил первый замгендиректора компании Андрей Демин. Компания оценивала минимальный годовой эффект от создания единой компании в размере примерно 35-40 млрд руб.
Впрочем и предложения по совершенствованию законодательства, и революционная идея о консолидации компаний на базе "Россетей" и переходе на единую акцию и единый тариф, по данным собеседников "Интерфакса", было решено вынести за рамки ДПР, которую в конце концов согласовали.
На собственный кусок "пирога" в уходящем году претендовала и крупнейшая "дочка" холдинга - ФСК. Именно ФСК чаще других упоминалась в контексте предоставления средств из ФНБ. Самая крупная сумма была запрошена на сетевую инфраструктуру БАМа и Транссиба (назывались 56,4 млрд руб.), также ФСК хотела привлечь из ФНБ средства на развитие ОЭС Северо-Запада. Но после получения отказа от ведомств, компании пришлось скорректировать заявку - теперь сообщается о просьбе предоставить около 40 млрд руб. на техприсоединение новых потребителей.
Само техприсоединение стало одним из главных пунктов противостояния генерирующих и сетевых компаний в уходящем году. Так, ФСК сообщала, что планирует получать более 20 млрд руб. к 2017 году за счет оплаты техприсоединения генерирующими компаниями. Генераторы, разумеется, с этим согласны не были. Но в недавно утвержденной инвестпрограмме ФСК на 2015-2019 гг. этот источник средств учтен, говорил "Коммерсанту" гендиректор компании Андрей Муров. "Минэнерго ведет такую работу, мы подаем документы в ФСТ на установление платы за техприсоединение генерации по мере получения заключений Главгосэкспертизы. С начала года подано заявок на 45,6 млрд руб., уже установлено плат на 9 млрд руб.", - пояснял глава ФСК.
У генераторов вышло КОМом
Повлияют на рецепт денежного пирога не только новые идеи, но и улучшение старых. В частности, регуляторы хотят подкорректировать конкурентный отбор мощности (КОМ) и ДПМ (в части растягивания выплат с 10 до 15 лет).
Итоги отбора мощности на 2015 год участники энергорынка называли сюрпризом (иногда не стесняясь в выражениях). По мнению аналитика "ВТБ Капитала" Михаила Расстригина, резкое падение цен КОМа (в I ценовой зоне они составили от 106,24- 132,9 тыс. руб./МВт) "ознаменовало новый этап в развитии электроэнергетики, на котором сектор столкнулся с существенным, структурным замедлением темпов роста электропотребления и ростом избытка энергомощностей".
"Совет рынка" предупреждал, что значительный объем мощности не пройдет, подчеркивал глава партнерства Максим Быстров. Между тем, не все в это поверили - и в результате были вынуждены бороться за тариф. Впервые дошло до суда: "ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго" решил не ограничиваться письмом в ФАС и подал иск к НП "Совет рынка" и "Системному оператору". Это могло повлиять на весь рынок, ведь из-за принятых обеспечительных мер компании просто не смогли бы осуществлять обязанности по поставке и приобретению мощности, кроме того, было бы невозможным заключение регулируемых договоров и торговля электроэнергией по свободным ценам и по результатам отбора ценовых заявок на сутки вперед. В результате "Совет рынка" и "Системного оператора" нашел мощную поддержку со стороны СГК и КЭСа. Как и ожидали осведомленные источники на энергорынке, сначала меры отменили, а затем "ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго" отказался от иска.
Остальные компании пошли более традиционным путем, подав заявки на получение статуса "вынужденного" генератора, необходимого энергосистеме. По итогам КОМ-2015 объем неотобранной мощности составил около 15 ГВт. По данным "Системного оператора", в 2016 г. он может достигнуть 20 ГВт, а с 2017 по 2019 гг. он будет держаться на уровне примерно 22 ГВт. Избытки будут формироваться за счет замедления роста потребления, отсутствия работоспособных процедур вывода из эксплуатации устаревшего и неэффективного геноборудования, а также ввода новых объектов ДПМ.
"Нецелесообразность" действующей модели отбора, по итогам которого "выпадает" столько мощности, отметили даже на уровне правительства. И теперь участники рынка должны согласовать новую модель, в которой у заявок на получение "вынужденного" тарифа появится особая роль. "Необходимо скорректировать принципы проведения КОМ так, чтобы минимизировать объем "вынужденной" мощности - мощности генерирующих объектов, которые не были отобраны на КОМ, но необходимы в энергосистеме. В этом случае тех, кто не отобрался, можно будет вывести из эксплуатации", - объясняет Быстров.
По его словам, в 2014 году после проведения КОМ и анализа неотобранных генерирующих объектов оказалось, что многие из них необходимы для электроснабжения и теплоснабжения. И покупатели оптового рынка должны помимо отобранной на КОМ мощности оплачивать также мощность вынужденной генерации. В "Совете рынка" считают, что конкурентный отбор, а не какие-либо дополнительные процедуры, должен создавать понимание того, "кто действительно не нужен системе". "В следующем году будем стараться так и сделать", - сказал менеджер. Фактически регуляторы настаивают на том, чтобы сначала формировался список тех, кто энергосистеме крайне необходим, а по итогам КОМ статус "вынужденных" давать уже "со скрипом", отмечали собеседники "Интерфакса" на рынке.
Решить предстоит и вопрос о "долгосрочности" КОМа. В Минэнерго отмечали, что пока оснований для проведения четырехлетнего отбора нет. "Я на данный момент пока не вижу оснований для проведения долгосрочного КОМа", - говорил замминистра Вячеслав Кравченко. По его словам, введение долгосрочного отбора - вещь, тесно связанная с наличием долгосрочного прогноза потребления электроэнергии, а в существующей ситуации давать такие прогнозы "никто не в состоянии".
"КОМ-2015 существенно поменял наше мироощущение", - отметил глава НП "Совет производителей электроэнергии" Игорь Миронов. По его словам, генераторы ожидают, что ситуация "в ближайшие годы будет только ухудшаться". "Например, все ТЭЦ и угольная генерация в ближайшие годы, скорее всего, перестанут быть частью оптового рынка", - говорит Миронов.
Вывод мощностей вызывает двоякую оценку. "С одной стороны, нужно принимать решение о выводе мощностей из эксплуатации, с другой стороны, никто не говорит, что эти мощности не пригодятся через 5-7 лет. И если их не сохранить, то потом инвестиционные циклы будут гораздо длиннее", - сказал "Интерфаксу" Миронов.
Включить тепло и довести до готовности
Регуляторы неоднократно заявляли, что для формирования новой модели рынка электроэнергии необходимо сначала разобраться с теплом. В этом году рынок наконец-то увидел подвижки по этому вопросу.
Правительство утвердило "дорожную" карту реформы с либерализацией отношений в сфере теплоснабжения, основанной на принципах конкуренции с альтернативными способами снабжения потребителей тепловой энергией. Речь идет о так называемом тарифе "альтернативной котельной". Это наименьшая цена на тепловую энергию у потребителя, при которой окупается проект строительства новой котельной, замещающей теплоснабжение от централизованных источников. Переходный период к использованию этого метода начнется в 2015 году, крупные города России окончательно перейдут на нее к 2020 году, другие - к 2023 году.
"Это позволит нивелировать проблему перекрестного субсидирования, которое является серьезным барьером, сдерживающим развитие экономики в целом и принесшим гораздо больше вреда, чем пользы", - уверен глава НП "Совет производителей электроэнергии" Игорь Миронов. По его словам, реформа также нацелена на обновление тепломощностей. Он приводит данные Минэнерго, согласно которым основная часть инвестиций потребуется на ремонт 68% теплосетей, изношенных до 100%.
Новая модель предполагает создание единых теплоснабжающих организаций, которые являются единственным закупщиком и поставщиком тепловой энергии в городе. Такая организация обеспечивает цены у потребителей не выше цены "альтернативной котельной". Предпринимательскую прибыль подобных организаций Минстрой предлагал зафиксировать на уровне 5% . Кроме того, сообщалось о возможном учете их затрат на обслуживание кредитов в размере 1,5 ставки рефинансирования ЦБ.
По словам Игоря Миронова, инвесторы заинтересованы в новой модели долгосрочного регулирования тепла, ожидается, что общий объем инвестиций до 2025 г. составит около 2,5 трлн руб.
Подавать с охлажденной макроэкономикой
К концу года стало очевидно, что равномерно распределить рыночный "пирог" между компаниями не удастся. "Мы понимаем, что изменилась макроэкономическая ситуация", - говорил министр энергетики Александр Новак. По его словам, Минэнерго получило письменные обращения энергосбытовых компаний и устные просьбы генераторов о поддержке в решении проблемы с финансированием в условиях усугубившейся ситуации на финансовом рынке. Ведомство обещало провести специальное совещание по проблемам энергетиков на фоне макроэкономической ситуации.
Речь идет не только о сбытах и генераторах. По оценке Минэнерго, экономическая ситуация также может повлиять и на сети. "Очевидно, что придется сетям корректировать свои инвестпрограммы", - говорил Новак, подчеркивая, что пока официальных обращений на эту тему не было и степень корректировки еще не ясна.
Энергосбытовые компании еще до совещания у министра получили послабления от "Совета рынка". Набсовет принял изменения в договор о присоединении к торговой системе оптового рынка. По сути, с 21 декабря по 28 января даты платежей сбытов исключены из мониторинга платежной дисциплины на энергорынке. Если в этот период компании не полностью выполнили свои обязательства, то им не будут выставлены требования по предоставлению финансовых гарантий.
Кроме того, само Минэнерго предлагает поменять индикатор для расчета расходов гарантирующих поставщиков по кредитам, влияющих на размер сбытовой надбавки, и вместо ставки рефинансирования использовать ключевую ставку ЦБ. В соответствии с действующей нормативной базой, затраты на обслуживание кредитов сбытовых компаний определяются, исходя из ставки рефинансирования ЦБ плюс 4 процентных пункта. Фактически сбытовая надбавка привязана к ставке рефинансирования, которая до недавних событий практически не отличалась от ключевой ставки, поясняла "Интерфаксу" заместитель председателя правления Некоммерческого партнерства гарантирующих поставщиков и энергосбытовых компаний" (НП "ГП и ЭСК") Елена Фатеева. Де-факто стоимость кредитов определяется ключевой ставкой ЦБ, которая недавно была изменена.
Ведомство предлагает как раз учитывать в сбытовой надбавке расходы по кредитам, исходя из процентной ставки, рассчитываемой как ключевая ставка ЦБ + 4 п.п., а не как ставка рефинансирования +4 п.п. "Мы поддерживаем инициативу Минэнерго привести порядок учета расходов на кредиты в соответствие со сложившейся практикой", - отмечали в НП "ГП и ЭСК".
