Управление инвестпроектами строительства ТЭС - Заключение долгосрочных договоров на продажу энергии

Заключение долгосрочных договоров на продажу тепловой и электрической энергии и оказание услуг по обеспечению системной надежности
Продажа электрической и тепловой энергии

Заключение долгосрочных договоров на продажу электрической и тепловой (если она вырабатывается на ТЭС) энергии необходимо по двум основным причинам:

1. для корректной оценки финансовой эффективности конкретного инвестиционного проекта на стадиях выпуска предпроектной документации (ОИ);
2. для выполнения условия «банкабельности» проекта (см. главу 16), его соответствия условиям получения банковского кредита.

В главе 5 был сделан вывод, что проблемы загрузки генерирующих мощностей и прогноза цены на электроэнергию в течение срока службы ТЭС на оптовом рынке обусловливают основные системные риски при строительстве станции частным инвестором. Частично эти риски могут быть сняты при оценке инвестиций с помощью МРО [16], который является наиболее адекватным реалиям рынка инструментом в процессе девелопмента проектов. Однако и он также требует прогнозов (пусть и краткосрочных) будущих денежных потоков.
Целевой моделью рынка предусмотрена торговля двумя «электрическими» видами товаров:

1. электрической энергией;
2. электрической мощностью.

Риски загрузки станции снижаются, если она в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» принадлежит к категории «мощностей, обеспечивающих системную надежность»: «...В первую очередь на оптовом рынке принимается объем производства электрической энергии, заявленный организациями — владельцами генерирующих мощностей в отношении: генерирующих мощностей, обеспечивающих системную надежность...» (ст. 32).
Рассмотрим более подробно правила торговли электрической энергией и мощностью с учетом, имеющейся на 1 марта 2008 г. нормативно-правовой базы.

Электрическая энергия. Оптовый рынок.

Разумеется, с точки зрения документального подтверждения будущих доходов интерес для инвестора представляет не свободный сектор рынка, где цены определяются ежечасно спросом и предложением, и не балансирующий, организованный на таких же принципах. Документальное подтверждение будущих объемов и цен покупки возможно только в двусторонних договорах, которые предусмотрены статьей 32 Федерального закона «Об электроэнергетике»: «...поставщики и покупатели электрической энергии и мощности — субъекты оптового рынка вправе заключать в порядке, предусмотренном правилами оптового рынка, двусторонние договоры купли-продажи электрической энергии и (или) мощности. Субъекты оптового рынка свободны в выборе контрагентов по таким договорам».
Конкретные бизнес-процессы заключения свободных и регулируемых договоров даны в приложениях 6.1, 6.2 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка». Порядок определения финансовых обязательств и требований контрагентов двусторонних договоров приведен в приложении 16 к нему.
Необходимо иметь в виду, что действующие правила оптового рынка предполагают отказ от заключения и исполнения регулируемых двусторонних договоров начиная с 1 января 2011 г. Следует также отметить, что правилами оптового рынка и регламентами НП «АТС» не запрещено заключение долгосрочных (на срок более года) свободных двусторонних договоров. Однако практика заключения свободных двусторонних договоров на срок более года в настоящее время отсутствует, поэтому их применение в целях установления долгосрочных отношений продавцов и покупателей товарной продукции в период предынвестиционной фазы строительства электростанций пока невозможно.
Для «независимого» собственника ТЭЦ любой мощности Федеральным законом «Об электроэнергетике» установлены следующие льготы, позволяющие планировать поставки электроэнергии в зависимости от загрузки станции по тепловой энергии: «...Во вторую очередь на оптовом рынке принимается объем производства электрической энергии, заявленный организациями — владельцами генерирующих мощностей в отношении: тепловых электростанций в объеме производства электрической энергии, соответствующем их работе в теплофикационном режиме...» (ст. 32 п. 2).

Электрическая мощность. Оптовый рынок.

Основные принципы организации рынка мощности были приведены в главе 4.
Как следует из законодательства, гарантией покупки мощности будущей электростанции является прежде всего попадание в генеральную схему развития электроэнергетики, что сразу исключает всех собственников станций установленной мощностью менее 500 МВт. Вся остальная мощность (в том числе станций малой и средней мощности) будет отбираться СО на конкурентной основе, причем неизвестно, на какой срок будет покупаться мощность — на год, 2—3 года или на весь плановый срок службы объекта. Основные положения организации обращения генерирующей мощности на оптовом рынке приведены в правилах оптового рынка.

1. Участники оптового рынка поддерживают относящееся к их ГТП генерирующее оборудование в состоянии готовности к выработке электрической энергии в соответствии с установленными требованиями в целях исполнения своих обязательств по договорам.
2. Генерирующее оборудование признается готовым к выработке электрической энергии, если:
3. СО подтверждено, что обеспечена возможность использования оборудования при общем первичном регулировании частоты;
4. СО подтверждено, что обеспечена возможность использования оборудования при регулировании реактивной мощности;
5. СО подтверждено, что обеспечена возможность использования оборудования при вторичном регулировании частоты и перетоков активной электрической мощности (только в отношении ГЭС);
6. поставщик электрической энергии (мощности) обеспечил соответствие работы оборудования заданному СО режиму, включая соблюдение минимального и максимального значений среднечасовых мощностей;
7. отсутствуют случаи манипулирования участником оптового рынка ценами на электрическую энергию.
8.  В целях обеспечения выполнения своих обязательств перед покупателями поставщики мощности на территории одной ценовой зоны заключают между собой соглашение, в соответствии с которым каждый из них обязуется поддерживать генерирующее оборудование в состоянии готовности к выработке электрической энергии в соответствии с установленными требованиями.

 4.   В случае невыполнения поставщиком своих обязательств стоимость его мощности рассчитывается КО с применением понижающих коэффициентов, утверждаемых федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов. Они могут дифференцироваться в зависимости от основания применения, типа генерирующего оборудования и иных факторов.

1. Требования к использованию генерирующего оборудования при общем первичном регулировании частоты, регулировании реактивной мощности, автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков мощности (для ГЭС) определяются СО в соответствии с правовыми актами, устанавливающими правила технической эксплуатации электрических станций и безопасной эксплуатации АЭС.
2. Требование об обеспечении поставщиком работы генерирующего оборудования в соответствии с заданным СО режимом исполняется, если каждый час выполняются следующие условия:
3. соблюден суммарный объем ремонтов, согласованных с СО в установленном порядке;
4. мощность генерирующего оборудования, указанная в уведомлении о его составе и параметрах, подаваемом каждые сутки СО, соответствует плановой рабочей мощности;
5. все часовые объемы электрической энергии, предлагаемые в ценовой заявке на ее продажу при участии в конкурентном отборе ценовых заявок на следующие сутки, соответствуют объему электрической энергии, вырабатываемому с соблюдением максимального значения мощности генерирующего оборудования;
6. максимальное значение мощности генерирующего оборудования не уменьшалось по сравнению с величиной, указанной в подаваемом каждые сутки СО уведомлении о его составе и параметрах, или величиной, согласованной с СО в соответствии с договором о присоединении к торговой системе;
7. участником оптового рынка соблюден состав выбранного СО генерирующего оборудования;
8. участником оптового рынка соблюдены параметры выбранного СО генерирующего оборудования, что подтверждается отсутствием допущенных по собственной инициативе отклонений объемов фактического производства электрической энергии от плановых на величину более чем 15 МВт/ч (или 5 % установленной мощности генерирующего оборудования в час) в соответствующей ГТП;
9. участником оптового рынка соблюдены требования к режиму выработки электрической энергии в ЕЭС, что подтверждается отсутствием зарегистрированных СО случаев систематического неисполнения диспетчерских команд.
10.  В случае невыполнения поставщиком вышеуказанных требований при расчете стоимости мощности применяются понижающие коэффициенты.
11.  При установлении случаев манипулирования ценами на электрическую энергию на оптовом рынке суммарная стоимость мощности за один или несколько расчетных периодов снижается на величину, равную отношению стоимости мощности, проданной поставщиком по регулируемым договорам в соответствующих расчетных периодах, к числу часов, определенному договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.
12.  В случае неисполнения или ненадлежащего исполнения участником оптового рынка своих обязательств по поддержанию генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии (за исключением требования, касающегося регулирования реактивной мощности) стоимость мощности по всем регулируемым договорам в ценовой зоне подлежит снижению в установленном порядке.
13. В целях определения объемов мощности, продаваемой на оптовом рынке для обеспечения надежной и бесперебойной поставки покупателям запланированных объемов электрической энергии в часы максимальной нагрузки, КО рассчитывает плановый коэффициент резервирования мощности.
14. Фактический объем мощности, необходимой для обеспечения надежной и бесперебойной поставки нужного объема электрической энергии в расчетный период, определяет КО расчетным путем.

В основу расчетов положены значения объемов потребления электрической энергии покупателем в часы, используемые для определения расчетного объема электрической мощности в прогнозном балансе, который составляется Федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов (в настоящее время — ФСТ). Полученное таким образом значение мощности умножается на соответствующий коэффициент резервирования.
При несовпадении плановых и фактических объемов мощности участник покупает недостающий (или продает избыточный) объем мощности по ценам, рассчитанным с применением повышающих (понижающих) коэффициентов к средней стоимости единицы мощности, приобретенной данным покупателем по регулируемым договорам. Значения коэффициентов утверждаются федеральным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов. Таким образом, вводится система «take or pay».
Как и в случае торговли по свободным двусторонним договорам, механизм продажи мощности электростанции по состоянию на 1 марта 2008 г. не введен, этот рынок должен оформиться в 2008 г.

Розничный рынок. Электроэнергия и мощность.

Розничный рынок имеет существенные преимущества перед оптовым в плане реальной свободы заключения двусторонних длительных договоров между генерирующей компанией, сбытовыми компаниями и потребителями. Это закреплено и в действующих «Правилах функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования энергетики» (Постановление Правительства от 31 августа 2006 г. № 530). Их анализ позволяет сделать следующие выводы.

1.  Производитель электрической энергии, владеющий электростанцией, установленная мощность которой соответствует критериям оптового рынка, должен функционировать как субъект оптового рынка.
2.  Если установленная мощность электростанции не соответствует критериям оптового рынка, производитель может продавать электроэнергию:
3. напрямую потребителям, технологически присоединенным к распределительным устройствам;
4. гарантирующему поставщику, в зоне ответственности которого находятся соответствующие ГТП генерации;
5. потребителям, ГТП которых находятся в зоне ответственности гарантирующего поставщика, при условии, что они также находятся в зоне ответственности гарантирующего поставщика;
6. энергосбытовым организациям.

В то же время следует отметить, что гарантирующие поставщики вряд ли когда-нибудь согласятся подписать долгосрочный договор, так как вынуждены учитывать особенности регулирования тарифов у конечных потребителей. Остается надеяться, что такой договор удастся подписать с самими конечными потребителями и (или) независимыми энергосбытовыми компаниями. И это проще осуществить, если станцию строить целенаправленно для удовлетворения потребностей одного или группы энергоемких промышленных потребителей.

Тепловая энергия.

Формальных препятствий к заключению долгосрочных договоров нет. Однако имеется несколько факторов, не позволяющих говорить о реальных возможностях удовлетворить требованиям «банкабельности» проектов строительства источников тепловой энергии, включая ТЭЦ, а именно:

1. жесткое и сильно зависящее от внешних экономических (а еще больше от внеэкономических) факторов тарифное регулирование в отношении конечных потребителей тепловой энергии с учетом затрат на транспортировку тепла;
2. структура собственности на объекты коммунальной теплоэнергетики, подразумевающая исключительную роль государства в жизнеобеспечении населения, с одной стороны, и наличие независимых (частных) источников тепла — с другой;
3. отсутствие заинтересованности муниципальных предприятий и арендаторов в долгосрочной положительной динамике тарифов с учетом инвестиционной составляющей строительства ТЭЦ.

В этих условиях представляется реальным подписание договоров на поставку тепловой энергии либо крупным промышленным потребителям, не имеющим собственных источников, либо собственникам вновь создающихся систем теплоснабжения строящихся жилых районов и поселков.

Электрическая энергия, которая произведена на ТЭС, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии.

Как указывалось в главе 4, владельцы таких станций в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» имеют ряд льгот по их строительству и эксплуатации. Хотя на момент написания книги механизм предоставления льгот не детализирован, можно сделать вывод, что их получение в виде субсидирования платы за присоединение; продажи электроэнергии по повышенной цене (в виде надбавки к равновесной цене оптового рынка); обязательного приобретения заданного объема электроэнергии потребителями основано на:

1. документальном признании советом рынка представленной к рассмотрению станции в качестве «квалифицированного генерирующего объекта»;
2. занесении станции в соответствующий реестр;
3. выдаче и погашении специальных сертификатов, подтверждающих производство электроэнергии на основе использования возобновляемых источников первичной энергии.

Фьючерсные и форвардные контракты.

В «Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» (п. 13) предусмотрена возможность заключения долгосрочных договоров между субъектами оптового рынка, участниками обращения электроэнергии:
...С целью снижения финансовых рисков участникам оптового рынка предоставляется в соответствии с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка возможность заключения контрактов на будущие поставки электрической энергии (мощности) и на покупку или продажу фиксированного объема электрической энергии (мощности) для поставки в оговоренную дату в будущем по согласованной сторонами цене (форвардных и фьючерсных контрактов).
Рынок форвардных и фьючерсных контрактов только формируется. По состоянию на 1 марта 2008 г. можно отметить лишь единичные случаи их заключения.

Оказание услуг по обеспечению системной надежности

Ряд ТЭС, ввиду своего исключительного положения в ЭЭС, привлекается в обязательном порядке к оказанию платных услуг по обеспечению системной надежности согласно требованиям статьи 36 Федерального закона «Об электроэнергетике».
В Постановлении Правительства от 24 октября 2003 г. № 643 (по состоянию на 1 марта 2008 г.) раскрывается понятие «генерирующей мощности, обеспечивающей системную надежность»:
...117. Под генерирующими мощностями, обеспечивающими системную надежность (системными генераторами), в настоящих Правилах понимаются генерирующие объекты, без особого режима работы которых в силу их расположения в электрической сети или уникальности характеристик невозможно обеспечить режимы работы ЕЭС России с установленными параметрами ее функционирования. Системные генераторы в том числе обеспечивают:

1. поддержание уровня напряжения в сети;
2. обеспечение необходимого объема пропускной способности сети;
3. обеспечение скорости изменения объемов производства электрической энергии, соответствующей скорости изменения объемов потребления электрической энергии в ЕЭС России...

Однако конкретный механизм оплаты данных услуг не раскрывается.
Все это не позволяет пока рассматривать плату за системные услуги в качестве одной из составляющих будущих доходов станции. Стоимость же этих услуг не прогнозируется не только в долгосрочной, но даже и в краткосрочной перспективе.