Несмотря на активную модернизацию, российская нефтепереработка по-прежнему отстает от европейской / Андрей Гордеев / Ведомости
Минэнерго заключило с 14 российскими нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) инвестсоглашения о модернизации и строительстве новых мощностей по производству топлива, сообщило министерство 13 апреля.
Суммарный объем инвестиций заводов в установки вторичной переработки нефтяного сырья с 2019 по 2026 г. включительно составит порядка 800 млрд руб.
Речь идет о 30 установках, ввод которых позволит, например, нарастить более чем на 3,6 млн т в год производство бензина экологического класса К5 (содержание серы менее 10 мг/кг, близок к «Евро-5»), а выпуск дизельного топлива класса К5 – более чем на 25 млн т в год, поясняет ведомство.
По данным ЦДУ ТЭК, в России в 2020 г. производство бензина составило 38,4 млн т, дизтоплива – 78 млн т. Из них 37,7 млн т бензина и 33,2 млн т дизтоплива продали на внутрироссийском рынке, остальной объем был экспортирован.
Соглашения подписали четыре завода «Роснефти» (Новокуйбышевский, Сызранский, Туапсинский и Комсомольский НПЗ), два завода «Газпром нефти» (Московский и Омский НПЗ), заводы, входящие в группу «Сафмар» Михаила Гуцериева (Афипский и Орский НПЗ), комплекс «Татнефти» «Танеко», «Газпром нефтехим Салават», а также независимые Новошахтинский, Антипинский и Ильский НПЗ.
Минэнерго уточняет, что в течение 2021 г. ожидается заключение еще ряда соглашений. Как ранее писали «Ведомости» со ссылкой на источники, заключить инвестсоглашения с Минэнерго на сумму порядка 150 млрд руб. планируют «Новатэк» и «Лукойл».
Хотя Россия сейчас обеспечена собственным автобензином, мощности по его выпуску загружены почти на 100%, говорит главный экономист Vygon Consulting Сергей Ежов. Внеплановые ремонты или другие проблемы способны нарушить этот баланс, отмечает он. «Запас по мощности снимет эту напряженность и позволит не опасаться нарушения поставок», – подчеркивает аналитик.
По мнению Ежова, на доковидном уровне спрос на автобензин (35,5 млн т в 2019 г.) восстановится в ближайшие годы, а к 2024–2025 гг. произойдет незначительный рост потребления. Далее в большинстве сценариев прогнозируется стагнация спроса, заметил он.
В свою очередь, генеральный директор ИГ «Петромаркет» Иван Хомутов полагает, что дополнительные объемы производства автобензина и дизтоплива пойдут на экспорт в европейском направлении. Даже если на рынке Европы эти объемы не найдут спроса, они могут быть перенаправлены в Северную Америку или Африку, уточняет он.
По мнению Хомутова, новые соглашения наверняка подпишут «Роснефть» для модернизации нескольких НПЗ, «Лукойл» для Пермского НПЗ, «Сургутнефтегаз» для Киришского НПЗ, «Новатэк» для комплекса в Усть-Луге и ТАИФ-НК для своего комплекса в Татарстане.
Что касается направлений модернизации НПЗ, то тут речь идет прежде всего о строительстве установок углубляющих процессов, таких как коксование, гидрокрекинг, каталитический крекинг, говорит Хомутов.
Эти установки позволят конвертировать низкоценные темные нефтепродукты в светлые, пояснил он.
Модернизация мощностей решит сразу две задачи: обеспечит надежными поставками внутренний рынок и создаст современную конкурентоспособную нефтепереработку в России, отмечает Ежов. Ведь несмотря на активную модернизацию, российская переработка по-прежнему отстает от европейской.
В частности, выход светлых нефтепродуктов в России составляет 62% по сравнению с 75–80% в развитых странах, поэтому для успешной конкуренции требуется дальнейшая модернизация, уверен он.
Только в этом случае российские НПЗ будут конкурентоспособны в борьбе за зарубежные рынки, включая не только Европу, но и растущие рынки развивающихся стран, заключил аналитик.
В конце 2020 г. президент РФ подписал закон о предоставлении стимулов для компаний и НПЗ, которые заключат инвестиционные соглашения с Минэнерго.
При исполнении обязательств по строительству новых или реконструированию действующих мощностей глубокой переработки соглашение позволяет получить инвестиционную надбавку к возвратному акцизу на нефтяное сырье до 1 января 2031 г.
Компании должны выполнить обязательства в полном объеме, иначе льгота не будет выплачиваться. Ранее правительство рассчитывало, что этот механизм привлечет около 1 трлн руб. в строительство порядка 30 установок глубокой переработки нефти в следующие 6–10 лет.
Специальный инвестиционный контракт по новым правилам (СПИК 1.1)
Обновленные правила более детально регламентируют требования к инвестициям, инвестору и привлеченным лицам, а также к документам, которые потребуются инвестору для заключения контракта. Кроме того, уточняются порядок и сроки рассмотрения заявления инвестора, определяется процедура изменения и расторжения СПИК. С учетом поправок и практики заключения СПИК актуализируется типовая форма контракта. Рассмотрим подробнее ключевые и ожидаемые изменения.
Инвестиции до заключения контракта
По новым правилам контракт можно заключить и в отношении уже начатого инвестиционного проекта. Достаточно, чтобы проект реализовывался в том календарном году, в котором инвестор подал заявление о заключении СПИК. При этом вложения, предшествующие заключению контракта, считаются расходами в рамках проекта.
Регламентировано также право инвестора заключить СПИК в отношении нового этапа длящегося проекта, даже если проект запущен задолго до заключения контракта. Новый этап должен реализовываться не раньше того календарного года, в котором инвестор подает заявление. Но это не единственное условие, которое потребуется выполнить.
В отношении нового этапа необходимо составить отдельный бизнес-план, который предусматривает дополнительные инвестиции в объеме не меньше стандартного «входного порога» для заключения СПИК. При этом в новый этап потребуется инвестировать как минимум 50 % объема инвестиций для реализации всего проекта.
Инвестиции в проект вплоть до заключения контракта ранее не учитывались. Инвесторы также задавались вопросом, можно ли вообще заключать СПИК применительно к дополнительному этапу уже запущенного проекта.
В целом поправки отвечают запросам рынка. Они позволяют начать проект, не дожидаясь рассмотрения заявления инвестора. Кроме того, инвестор получил возможность не останавливать длящийся проект на это время при реализации его нового этапа, что могло бы привести к серьезным финансовым издержкам.
Срок контракта, объем и состав инвестиций
Предельный срок СПИК не изменился, несмотря на поручение Президента России по итогам Петербургского международного экономического форума[2]. Он по-прежнему составляет 10 лет. Впрочем, этот срок нельзя увеличить, изменив только правила заключения СПИК. Для этого потребуется изменить федеральный закон[3].
Инвестор по-прежнему должен вложить в проект не менее 750 млн рублей (без учета НДС)[4]. Тем не менее новые правила допускают, что иной объем инвестиций может быть предусмотрен нормативными правовыми актами Российской Федерации.
Одна из долгожданных новелл состоит в том, что в запланированные расходы в рамках проекта вошли расходы на выполнение научно-исследовательских, опытно-конструкторских и технологических работ, проведение клинических испытаний.
Вложениями в проект считаются также издержки на приобретение исключительных прав на результаты интеллектуальной деятельности или прав на использование результатов интеллектуальной деятельности, прав на конструкторскую, техническую документацию.
Однако в совокупности расходы по обоим направлениям не должны превышать 25 % процентов объема всех запланированных расходов.
Поправки обошли стороной активно обсуждаемую проблему, которая связана с расчетом показателей СПИК только в денежном выражении.
При обсуждении новых правил представители бизнеса предлагали позволить частной стороне рассчитывать объемы произведенной и реализованной продукции в натуральном выражении.
На наш взгляд, действующее регулирование нельзя назвать сбалансированным. Оно может отпугнуть потенциальных инвесторов и возложить на них риски, которые они не контролируют.
Требования к частной стороне контракта
Перечень требований к инвестору и третьим лицам, которых тот привлекает для участия в реализации проекта, дополнился и стал более строгим.
Участниками СПИК не могут быть предприниматели и компании, которые зарегистрированы в государстве или на территориях из утвержденного перечня офшорных зон[5].
Причем аналогичный запрет распространяется и на случаи, когда в офшорной зоне зарегистрированы организации, которые контролируют компанию-инвестора.
Новелла несомненно нацелена на повышение прозрачности российской экономики и борьбу с уклонением от налогообложения, что вписывается в кампанию по деофшоризации национальной экономики.
Первоначально авторы изменений хотели распространить запрет на регистрацию в любой «низконалоговой юрисдикции».
Однако они все же прислушались к деловому сообществу и вместо неоднозначного термина использовали привязку именно к перечню офшорных зон.
Замена формулировки заслуживает одобрения, поскольку теперь можно определить конкретные государства и территории, которые попадают под ограничение.
Другое новшество выражается в том, что на момент принятия межведомственной комиссией (МВК) решения о заключении контракта ни инвестор, ни привлеченные лица не должны находиться в процессе реорганизации. При этом правила блокируют все формы реорганизации.
Изменения затронули и состав частной стороны СПИК.
Инвестор получил возможность привлекать к участию в реализации проекта не только производителя продукции, но и инжиниринговый центр, дистрибьютора продукции, финансовый центр и других лиц (перечень открыт).
Однако правила устанавливают функции и обязанности только применительно к промышленному предприятию. Нюансы участия других привлеченных лиц полностью определяют сами участники контракта.
Сферы использования контракта
Из названия типовой формы СПИК для отдельных отраслей промышленности исчез исчерпывающий перечень таких отраслей. Рассматриваемый инвестиционный механизм стал применим не только в промышленности в узком смысле, но и в энергетике, в агропромышленном комплексе.
- Правительство Российской Федерации установило, что Минэнерго России будет заключать СПИК применительно к нефтеперерабатывающей, газоперерабатывающей, нефтегазохимической, угольной и электроэнергетической отраслям промышленности, а Минсельхоз России — в своей сфере деятельности.
- Комплект документов к заявлению инвестора
- Расширился перечень документов, которые необходимо прикладывать к заявлению о заключении СПИК.
В виде отдельных документов требуется подготовить графики реализации проекта, привлечения средств для финансирования проекта с указанием источников средств, а также график инвестирования средств. На практике такие сведения Минпромторг России запрашивал и раньше.
Помимо перечисленного, инвестор должен предоставить справку с подробным указанием структуры участников проекта, в том числе лиц, заинтересованных в реализации инвестиционного проекта, не являющихся инвестором или привлеченными лицами[6].
К заявлению также требуется приложить справку о соответствии инвестора и привлеченных лиц требованиям, предусмотренным правилами СПИК.
В сущности, справка представляет собой заверение об обстоятельствах (ст. 431.2 Гражданского кодекса Российской Федерации).
Поэтому если такой документ содержит недостоверные заверения, это чревато отказом публичной стороны от контракта и необходимостью возместить убытки.
Порядок рассмотрения заявления инвестора
Если документы поданы верно, уполномоченный орган направит их в МВК вместе с проектом решения касательно возможности заключения контракта и проектом самого контракта. Если документы инвестора не соответствуют установленным требованиям, орган вернет их заявителю и обоснует, какие требования нарушены.
Появилось дополнительное основание для отказа в заключении контракта. Использовать механизм СПИК теперь невозможно, если объем инвестиций в проект меньше расходов бюджета на преференции для инвестора.
Общий срок с момента подачи заявления о заключении СПИК и до момента, когда согласованный проект контракта направят инвестору, увеличился и составляет до 90 рабочих дней.
Если раньше уполномоченный орган направлял инвестору решение МВК в течение 10 рабочих дней с момента его получения, теперь на эту процедуру потребуется до 15 рабочих дней с момента, когда комиссия приняла решение.
При положительном решении комиссии вместе с самим решением инвестор получал проект СПИК на подписание, по новым же правилам проект контракта направляется в течение 30 рабочих дней со дня заседания комиссии.
Процедура и основания изменения, расторжения контракта
Для изменения условий СПИК инвестор должен подать в уполномоченный орган соответствующее заявление.
Одновременно с этим потребуется обосновать необходимость изменений, подготовить проект соглашения об изменении контракта и отчет о достижении результатов по действующему контракту.
Уполномоченный орган рассмотрит обращение инвестора в течение 30 рабочих дней и подготовит проект решения о возможности изменения, после чего документы будут переданы в МВК.
Комиссия рассмотрит заявление об изменении условий и подпишет соглашение о внесении изменений в заключенный контракт в порядке и сроки, которые предусмотрены для заключения контракта.
Как инвестор, так и Российская Федерация могут инициировать расторжение инвестиционного контракта. В обоих случаях решение о целесообразности такого расторжения принимает МВК. Запрос о необходимости расторжения СПИК с приложением документов в комиссию направляет уполномоченный орган. Срок передачи документов уполномоченным органом в комиссию не регламентирован.
Комиссия рассмотрит поступившие документы в течение 30 рабочих дней со дня, когда уполномоченный орган направил их в МВК. Ее решение послужит основанием для подписания соглашения о расторжении контракта либо для обращения в суд с соответствующим требованием.
Обновленная типовая форма СПИК также устанавливает предельно допустимый уровень отклонения показателей исполнения контракта, чем вносит определенность в отношения сторон.
Инвестор и привлеченные лица должны быть готовы к тому, что, если названные показатели отклоняются более чем на 20 % по итогам каждого года, это повлечет изменение или расторжение контракта. Прежняя же форма СПИК конкретные пределы такого отклонения не указывала.
В то же время участникам контракта зачастую с трудом удавалось достигнуть баланса частных и публичных интересов в этом вопросе.
[1] См. постановление Правительства Российской Федерации от 16.12.2017 № 1564 «О внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам, касающимся специального инвестиционного контракта».
Минэнерго РФ хочет изменить условия внедрения ГТБМ
Минэнерго РФ предлагает перенести отбор проектов по программе модернизации ТЭС с вводом в 2026 году на более поздний срок. Соответствующий законопроект опубликован на портале проектов нормативных правовых актов.
buchberger-gmbh.de
“В целях своевременного проведения регламентных процедур перенести срок проведения отбора проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций с датами начала исполнения обязательств по поставке мощности в 2026 году… с 1 сентября 2020 года на 1 октября 2020 года”, — говорится в пояснительной записке к проекту.
Кроме того, Минэнерго хочет внести ряд изменений в условия отборов в рамках программы модернизации ТЭС на базе газовых турбин большой мощности (ГТБМ). Министерство предлагает использовать в программе и иностранные парогазовые установки при соблюдении трех условий.
Что именно предлагает изменить Минэнерго
Во-первых, требуется одновременная замена паровой турбины и надстройка газовой. Во-вторых, мощность объекта после модернизации не должна превышать 250 МВт.
И, в-третьих, оборудование должно быть приобретено до 2015 года и не эксплуатироваться ранее.
Данные изменения начнут действовать для проектов, не заявленных на отбор в рамках модернизации ТЭС на базе газовых турбин с вводом в 2026-2028 годах.
Критерий минимальной наработки часов для газовой турбины установлен на уровне 150 тыс часов. При условии, что мощность турбины составляет менее 350 МВт, давление острого пара более 10 МПа, а год выпуска турбины — не ранее 1970 года.
Согласно законопроекту, коэффициент, определяющий предельные капитальные затраты на проект, участвующий в отборе в рамках программы модернизации ТЭС на базе газовых турбин с вводом в 2026-2028 годах, увеличивается с действующего значения равного 1,2 до 1,5. Также увеличена квота для предельного объема отбора таких проектов с применением газовых турбин одного типоразмера с 1 ГВт до 1,2 ГВт.
В РФ в 2019 году стартовала программа модернизации ТЭС стоимостью 1,9 трлн рублей. Для проектов, попавших в нее, гарантируется окупаемость инвестиций за счет повышенных платежей потребителей. Проекты отбираются на конкурсной основе. Одним из ключевых требований для проектов является локализация в России используемого оборудования. :///
Минстрой разработал механизм изменения госконтрактов из-за роста цен — РБК
Проект постановления распространяется на контракты 35 заказчиков, среди которых министерства (Минздрав, Минкультуры, Минобразования, Минпромторг, Минпросвещения, Минсельхоз, Минспорта, Минстрой, Минтранс, Минэк, Минэнерго, Минфостокразвития), ведомства (Ростуризм, Роспотребнадзор и др.), ряд вузов (РАНХиГС, МГУ), а также Управделами президента, Генпрокуратура, Верховный суд, Единый заказчик в сфере строительства, «Росатом» и «Роскосмос».
Новый порядок изменения контрактов касается федеральных проектов, при этом в документе рекомендуется принять подобные меры и властям регионов. Госкомпаниям, которые делают закупки по 223-ФЗ («О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц») также рекомендуется учитывать положения проекта постановления для договоров, затрагивающих цели национальных проектов.
Почему Минстрой предлагает пересматривать контракты
Минувшей весной Минстрой разработал законопроект, которым предлагается сделать возможным изменение условий госконтрактов, если из-за роста стоимости строительных ресурсов общая стоимость строительных или реставрационных работ изменилась более чем на 5%. Против этого документа выступил Минфин: там настаивали, что предложения Минстроя дублируют уже существующие в законе положения.
О необходимости изменения стоимости госконтрактов власти задумались после резкого роста цен на металл в конце прошлого года. Первые жалобы на подорожание металлопроката и арматуры на 50% за месяц поступили в декабре.
В июне правительство приняло решение о вводе временных пошлин на экспорт металла: они заработали 1 августа и будут действовать до конца года. В первом полугодии цены на сталь во всем мире были на максимумах с 2008-го.
Это произошло на фоне восстановления спроса в США, Китае и Индии.
В июле к президенту Владимиру Путину обратились главы восьми строительных компаний, включая «СГМ-Мост» Аркадия Ротенберга (строила Крымский мост), «Стройтрансгаз» Геннадия Тимченко и «Автобан».
Они охарактеризовали состояние строительной отрасли как «кризисное», а совокупные убытки компаний за последние пять лет, с 2015-го, оценили в 137 млрд руб.
Одна из причин такого положения бизнеса — система ценообразования в бюджетном строительстве не соответствует рыночным реалиям, указывали обратившиеся.
Вслед за металлом выросли цены и на другие строительные материалы. В июле ФАС начала проверки крупных строительных организаций и производителей бетона, кирпича, древесных материалов, ПВХ-продукции.
В пресс-службе ведомства сообщили РБК, что проверки продолжаются и в случае выявления признаков нарушения антимонопольного законодательства будут приняты соответствующие меры реагирования.
ФАС поручила также своим территориальным органам раз в две недели проводить мониторинг цен на основные строительные материалы, добавили в службе.
Зеленую генерацию готовят к рынку
Отборы проектов строительства ВИЭ-электростанций по программе поддержки 2025–2035 годов объемом 400 млрд руб. пройдут по новым правилам.
Минэнерго предлагает выбирать инвестпроекты по наименьшей одноставочной цене за киловатт-час, а сумма гарантированного платежа будет рассчитываться исходя из объема выработанной электроэнергии.
Регуляторы считают, что такой подход повысит эффективность ВИЭ-станций и позволит в будущем отказаться от их господдержки. Однако инвесторы в ВИЭ указывают на множество противоречий и рисков в новой концепции.
Минэнерго хочет изменить механизм отбора инвестпроектов ВИЭ-станций по программе поддержки ВИЭ в 2025–2035 годах объемом 400 млрд руб., следует из проекта постановления правительства, опубликованного на regulation.gov.ru.
Министерство предлагает перейти от прежней оценки проектов по уровню удельных капитальных затрат к отбору по минимальной одноставочной цене за киловатт-час (включает в себя капитальные и эксплуатационные затраты).
Первый отбор по новым правилам может пройти в начале 2021 года.
Инвесторы по-прежнему будут заключать с потребителями долгосрочные договоры на поставку мощности (ДПМ ВИЭ), которые гарантируют платежи с рынка. Однако изменится принцип расчета платежа.
Так, инвестор будет получать доход от продажи электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ), а недостающую часть платежа — за счет выплат потребителей за мощность.
В новой программе будут предусмотрены штрафы за недостаточную локализацию оборудования ВИЭ-станций (для СЭС — 85% от платежа, для ВЭС и малых ГЭС — 75%), а также за невыполнение целевого показателя по экспорту оборудования (20%).
«Совет рынка» (регулятор энергорынков) проводил модельные расчеты для сравнения прежней и новой методики отбора (есть у “Ъ”). Согласно им, на конкурсе смогут выиграть более дорогие с точки зрения капитальных затрат проекты.
Например, СЭС с уровнем капзатрат 90 тыс. руб. за 1 кВт будет иметь одноставочную цену 20,5 руб. за 1 кВт•ч. При этом СЭС с уровнем капзатрат 100 тыс. руб., но более эффективная сможет снизить одноставочную цену до 19,3 руб.
за 1 кВт•ч — за счет увеличения загрузки и выработки.
Принцип отбора проектов по одноставочной цене (в международной терминологии — LCOE) — ключевой показатель эффективности любой технологии, в том числе ВИЭ, он уже используется на отборах модернизации старых ТЭС, сообщили “Ъ” в «Совете рынка». Там рассчитывают, что второй этап программы станет своеобразным трамплином для того, чтобы ВИЭ-объекты в дальнейшем могли на равных конкурировать с остальными видами генерации и более не нуждались в поддержке.
составляет объем программы поддержки ВИЭ в 2025–2035 годах
В ассоциации «Сообщество потребителей энергии» (объединяет промышленных потребителей электроэнергии) также полагают, что переход к отборам по одноставочной цене стимулирует поставщиков к максимизации выработки и развитию технологии и приблизит Россию к общепринятой мировой практике. Однако предлагаемый срок выхода цены ВИЭ на конкурентный уровень к 2036 году слишком далекий, полагают в ассоциации, поскольку проекты ВИЭ за рубежом уже сейчас нередко без субсидий конкурируют по цене с традиционными источниками.
Зеленые генераторы критикуют предложения Минэнерго. Опубликованный проект постановления полон противоречий, заявил “Ъ” директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Алексей Жихарев.
«Заложенные в документе принципы существенно повысили риски для инвесторов, в частности серьезно увеличены штрафы за несоблюдение требований. Раньше все штрафы относились только к платежу за мощность, а сейчас, с учетом перехода на одноставочную цену, предложенные санкции ставят под риск даже выручку с РСВ.
Рассчитываем на то, что представленные в процессе публичных слушаний замечания будут услышаны органами власти»,— говорит господин Жихарев.
Переход на одноставочную цену в большей степени соответствует специфике ВИЭ-генерации, чем оплата мощности, считает руководитель направления «Электроэнергетика» Центра энергетики МШУ «Сколково» Алексей Хохлов. «При этом регулятор решил остаться в ранее действующем механизме ДПМ, что несколько усложнило схему оплаты объектов.
Формально отобранным объектам продолжает оплачиваться мощность по ДПМ, но сумма платежей рассчитывается через объем выработанной ими электроэнергии,— говорит господин Хохлов.
— По моему мнению, можно было бы сделать более кардинальный шаг в сторону одноставочной цены, включив в нее компонент доходности инвесткапитала и отказавшись от ДПМ».
Полина Смертина
Минэнерго рассчитывает запретить работать ТСО, не имеющим собственного оборудования — Общество с ограниченной ответственностью Группа Компаний «КОДЕКС»
27.08.2021
Минэнерго рассчитывает запретить работать ТСО, не имеющим собственного оборудования
Минэнерго РФ рассчитывает на принятие правительством постановления, которое ограничит деятельность территориальных сетевых организаций (ТСО), работающих на арендованном оборудовании, что следует из презентации Министерства энергетики, представленной на прошедшем 20 августа заседании штаба по обеспечению безопасности электроснабжения субъектов РФ и субъектов электроэнергетики в Сибирском Федеральном округе (СФО).
«Минэнерго России разработало и внесло в правительство проект изменений в ПП РФ 184, ограничивающий работу ТСО, которые работают на арендуемом оборудовании», — говорится в презентации.
Речь идет о проекте постановления, представленном Минэнерго еще в августе 2020 года. Планируется, что постановление вступит в силу с апреля 2022 года.
Документ меняет критерии отнесения владельцев объектов электросетевого хозяйства (ЭСХ) к ТСО и предполагает ужесточение требований к формам владения ТСО объектами ЭСХ без изменения качественных критериев.
В частности, речь идет об исключении из перечня учитываемых при отнесении владельца объектов ЭСХ к ТСО объектов ЭСХ, которыми он владеет на основании договора аренды, финансовой аренды (если условиями такого договора не предусмотрен переход права собственности на объекты ЭСХ к лизингополучателю), договора безвозмездного пользования, договора доверительного управления имущества (за исключением объектов ЭСХ, находящихся в государственной и муниципальной собственности, а также в случае, если собственник объектов ЭСХ является основным или ДЗО по отношению к организации, оказывающей услуги по передаче электроэнергии с использованием указанных объектов).
В пояснении Минэнерго к проекту постановления говорится, что «принятие документа позволит существенно сократить количество ТСО на территории РФ, тем самым снизить риски в отношении работы электросетей, а также неоптимального распределения ресурсов, связанных с их эксплуатацией, поддержанием и развитием, а дата вступления его в силу с 1 апреля 2022 года позволит осуществить плавный переход к «новым» критериям ТСО».
В презентации Минэнерго указывается, что из 192 действующих на территории СФО ТСО 28 «можно будет лишить статуса после вступления в силу изменений в 184 ППРФ».
Речь идет о ТСО, которые имеют свой статус за счет арендованного оборудования. При этом отмечается, что три из указанных ТСО имеют статус только за счет арендованных объектов ЭСХ, а 15 имеют объекты ЭСХ, находящиеся в собственности муниципалитетов.
Сколько ТСО в целом по России могут потерять статус после принятия постановления, в Минэнерго не сообщают.
На соответствующий запрос BigpowerNews в министерстве не ответили.
В материалах Минэнерго по проекту постановления подчеркивается, что документ направлен на ТСО, работающих исключительно на арендуемом оборудовании.
Между тем Минэкономразвития опасается, что изменения могут коснуться большинства ТСО и привести к их массовому отказу от эксплуатации значительного числа объектов электросетевого хозяйства.
В частности, министерство считает, что предлагаемые изменения создают риск быть истолкованными органом госрегулирования тарифов таким образом, что при установлении тарифов на услуги ТСО по передаче электроэнергии в них будут включаться только расходы на содержание и эксплуатацию объектов ЭСХ, которые принадлежат на праве собственности исключительно самой ТСО или ее головной компании.
При этом расходы на содержание и эксплуатацию объектов, которыми ТСО владеет по договорам, заключенным с иными лицами, не будут учитываться при установлении тарифов.
Советник практики по проектам в энергетике юридической компании VEGAS LEX Юрий Татаринов также видит риски для добросовестных ТСО от принятия предлагаемых Минэнерго изменений.
«Проект изменений вступает в формальное противоречие с положениями ГК РФ, закона об электроэнергетике N 35-ФЗ (допускающего возможность аренды ТСО объектов ЕНЭС), Правил оказания услуг по передаче электроэнергии N 861 (подразумевающих возможность владения ТСО объектами ЭСХ на установленных законом основаниях). В результате данный проект изменений может оказать негативное влияние на условия деятельности добросовестных ТСО, использующих для целей операционной деятельности эти гражданско-правовые модели владения объектами ЭСХ», — отмечает Юрий Татаринов.
Источник:
https://www.bigpowernews.ru
Минэнерго может отказаться от технологической нейтральности на первом подобном конкурсе
Этот вопрос обсуждался 20 октября на совещании у директора департамента развития энергетики Минэнерго Андрея Максимова, рассказал «Ведомостям» источник и подтвердил представитель Минэнерго. По словам источника, на совещании присутствовали представители потенциальных участников конкурса: En+ Group, «Интер РАО» и СУЭК, а также «Совета рынка».
Изначально речь шла о проведении для Бодайбинского района технологически нейтрального конкурса на строительство 456 МВт. То есть выйти на него мог любой инвестор, в том числе с ВИЭ, ГЭС или с прокладкой новых сетей.
В En+ заявляли о желании подать заявку на строительство Тельмамской ГЭС на реке Мамакан мощностью 450 МВт и стоимостью $1,1-1,2 млрд.
В конкурсе также хотели принять участие СУЭК с проектом угольной ТЭС и «Интер РАО» с проектом газовой ТЭЦ, сообщали в феврале источники «Коммерсанта».
Минэнерго хочет включить в условия конкурса возможность участия в нём только тепловой генерации, а также ограничить шестью месяцами срок замещающей временной генерации, что автоматически исключит долгосрочный проект En+, утверждает собеседник «Ведомостей». Вторым условием, по его словам, является наличие двух магистральных веток газопровода в случае строительства газовой ТЭС. То есть теперь конкурс получается «не таким уж технологически нейтральным», замечает он.
Представители «Интер РАО», En+ и «Совета рынка» подтвердили «Ведомостям», что знают о предложении ограничить участие в конкурсе проектами тепловой генерации. При этом в «Интер РАО» поддерживают его.
Представитель «Интер РАО» поясняет, что проекту нужны маневренные генерирующие мощности (способные быстро менять нагрузку).
«При этом важно осуществить их строительство в сжатые сроки, а это возможно исключительно в том случае, если это будет тепловая генерация», – сказал он. В компании также подтвердили намерение принять участие в конкурсе.
Представитель En+ сообщил, что компания уже подготовилась к конкурсу и если в нём смогут принять участие только ТЭС, то «целесообразно принять решение о поддержке Тельмамской ГЭС для дальнейшего развития энергоснабжения Восточного полигона».
Он подчеркнул, что в Бодайбинском районе отсутствуют источники ископаемого топлива и соответствующая инфраструктура, а постройка ТЭС потребует также строительства «сотен километров» газопроводов и ЛЭП.
Тельмамская ГЭС расположена «в непосредственной близости к центрам энергонагрузки», говорит собеседник «Ведомостей», она создаст синергетический эффект, позволив увеличить среднегодовую выработку Мамаканской ГЭС с 356 млн до 548,5 млн кВт*ч.
Условия конкурса по Бодайбо предусматривают доходность в 12,5% годовых, договор будет заключён на 20 лет, знает один из собеседников «Ведомостей».
Замдиректора Сообщества потребителей энергии Валерий Дзюбенко считает, что в такой конфигурации конкурс «в большей степени будет заточен» под угольную генерацию, которую планировала строить СУЭК.
Теоретически выйти на конкурс с угольной ТЭС могут другие игроки рынка, но для публичной компании (такой как En+ или «Интер РАО») ставка на угольную генерацию в свете климатической повестки грозит существенным оттоком портфельных инвесторов, отмечает Владимир Скляр из «ВТБ Капитала».
И Скляр, и представитель «Совета рынка» связывают исключение ГЭС из конкурса с длительными сроками их строительства, которые составляют в среднем 10-15 лет.
Представитель Минэнерго также говорит, что «в сжатые сроки строительство иных видов генерации (не связанных с тепловой) не представляется возможным».
При этом представитель «Совета рынка» подчёркивает, что окончательное решение по условиям конкурса будет принято лишь после рассмотрения правительственной комиссией, материалы для которой и формирует Минэнерго. Предложение будет вынесено на комиссию 26 октября, знает собеседник «Ведомостей».
Источник: Ведомости