Что такое дпм в энергетике. Рынок мощности, объяснение на пальцах

«Хотели, как лучше, а получилось, как всегда» эта приписанная Виктору Степановичу Черномырдину цитата как нельзя лучше подходит для проекта ДПМ.

Для того что бы понять почему большинство генератов в последнее время теряют в цене необходимо вспомнить историю программы ДПМ.

Система договоров на поставку мощности, ДПМ, была разработана как ответ на угрозу дефицита энергомощностей в экономике.

«Крест Чубайса»: график, который показывает кризис с наличием генерирующих мощностей уже во второй половине 2000-х годов.

В 2006 году рост энергопотребления составил беспрецедентные в истории новой России 4,6%. Эту цифру взяли как прогноз, и Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики был утверждён средний рост на уровне 4,3% в год. На основе этого прогноза была сформирована программа строительства новых мощностей. Суть ДПМ заключается в том, что инвестор обязуется в указанные сроки ввести в строй определённый объём генерации. Взамен он получает гарантию возврата инвестированных средств через повышенную стоимость продаваемой мощности в течение 10 лет. Невыполнение взятых на себя обязательств предусматривает жёсткие санкции. По программе ДПМ уже построена большая часть объектов. В результате установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМ увеличилась на 31 ГВт.

Реализация проекта привела к неожиданной проблеме - мощности в экономике стало слишком много. Всё дело в том, что прогноз относительно будущего роста объёма отпуска электроэнергии при обсуждении программы делался на основании достаточно быстрых прогнозных темпов роста потребления, с учётом стагнации в экономике прогноз потребления разошёлся с фактом в 2017 году примерно на 25%.

Слишком много генерации невыгодно иметь ни потребителям, ни генераторам. Потребители вынуждены оплачивать избытки, а генераты готовы работать по любой цене, даже в убыток.

Проанализировав обстановку на рынке и изучив недочеты прошлой программы, Минэнерго решилось на новый этап обновления мощностей, получивший название «ДПМ-штрих».

Дело в том, что даже после первой ДПМ российская генерация требует дальнейшего обновления - при среднем возрасте 34 года немецкие электро- и теплостанции моложе наших на 11 лет, а китайские - и вовсе на 23 года. Стало очевидно, что без новой модернизации более 50% мощностей ЕЭС России переступят 50-летний порог к 2029 году.

При разработки программы ДПМ-штрих были учтены недостатки ДПМ. Например, ДПМ строились не всегда с полноценным анализом того, где и что необходимо построить. В результате часть новых объектов оказались недостаточно востребованы. ДПМ-штрих предполагает конкурентный отбор по годам, при этом инвестор должен будет априори заявить определенный набор мероприятий по модернизации, и будет нести ответственность за невыполнение этих обязательств. Так-же стоит отметить что базовую норму доходности для инвесторов, участвующих в новой программе модернизации энергомощностей, предлагают установить на уровне 12%.

Многие инвесторы начали выходить из бумаг ГЭХа, Русгидро, Энел, на новости о скором конкурсе по отбору объектов модернизации, так как эти компании основные претенденты на участие в программе. На мой взгляд участие в проекте модернизации наоборот должно быть позитивом для компании, т.к. будут обновлены старые мощности за счет потребителей. Да, капекс вырастит, но если вы долгосрочный инвестор, это не должно вас сильно расстраивать, т.к. после ввода новых мощностей пойдет увеличенная доходность. Естественно существуют риски, но после анализа ошибок ДПМ-1 они должны свестись к минимуму.

Перейдем к анализу ОГК-2.

ОГК-2 последняя из дочек ГЭХа, которая начала вводить дополнительные мощности в эксплуатацию. При этом инвестиционная программа была закончена в 2017 г., а потоки платежей по ДПМ будут продолжаться еще 5-7 лет с пиком в 2022 г.

С 2011 г. по 2015 г. свободный денежный поток был отрицательный, что объясняется большими инвестиционными затратами.

Поскольку компания выбрала долговую модель финансирования инвестпрограммы долг компании значительно вырос. В 2010 г. чистый долг ровнялся 10 млрд. р. в 2016 г. увеличился до 62,5 млрд. р.

Долг компании в структуре обязательств занимает ключевое место. Пик пришелся на 2015 г. он равнялся 72 млрд. р.

На конец 2017 г. компания снизила чистый долг до 54 млрд. р. Процентные расходы по кредитам в 2017 г. откусили от чистой прибыли 5.5 млрд р.

Стоит также отметить, что объем новых мощностей, согласно инвестпрограмме ОГК-2, был самый большой среди дочек ГЭХа – 4 ГВт. При этом к 2019 г. у ОГК наберется всего около 25% установленной мощности старше 45 лет. Именно они должны будут модернизироваться согласно обсуждаемой новой программе ДПМ2.

По некоторым оценкам модернизация 4,7 ГВт устаревшей мощности потребует от компании 141 млрд руб. капвложений, которые она намеревается осуществить в течении 8 лет (в среднем по 17,5 млрд в год). Для сравнения EBITDA в 2017 г. – 26,8 млрд руб.

В сочетании с ростом выручки от ввода новой мощности по ДПМ свободный денежный поток в 2019 г. и после может остаться на положительном уровне, а затем дальше продолжит рост по мере увеличения EBITDA. Пик платежей по программе ДПМ придется на 2022 г. начало платежей по ДПМ-штрих начнется с 2022 г.

С падением котировок и увеличением чистой прибыли, дивидендная привлекательность бумаги становится все лучше и лучше. Сейчас компания платит 25% от ЧП по МСФО.

Из плюсов можно отметить что, программа модернизации ДПМ-штрих позволит обновить мощности компании за счет потребителей. Выручка компании за счет программы ДПМ будет расти еще лет 5-7, резкого падения после этого не будет, т.к. к тому времени пойдут выплаты по программе ДПМ-штрих. Компания продолжит сокращать долговую нагрузку и увеличивать выплату дивидендов.

Основным риском я вижу переизбыток мощности на рынке. В 2010 г. у ОГК-2 коэффициент использованной мощности равнялся 53%, сейчас он равняется 38%.

В заключение приложу сравнительные диаграммы по отрасли.

Механизм строительства и модернизации электрогенерирующих мощностей по договорам о поставке мощности (ДПМ) стал частью реформы РАО ЕЭС в конце 2000-х годов. Он использовался для привлечения в отрасль негосударственных инвестиций на рыночных, взаимовыгодных для банков и генерирующих компаний условиях. По ДПМ энергетики брали на себя обязательство инвестировать средства в строительство новых станций или модернизацию действующих. Государство со своей стороны гарантировало, что в течение 10 лет вся произведенная на этих станциях электроэнергия будет закупаться на оптовом рынке. За этот срок инвесторы смогут вернуть все вложенные средства.

ДПМ стали частью первой инвестиционной программы «КЭС Холдинга» (с 2015 года переименован в Группу «Т Плюс»). В 2008 году «КЭС» стал головной структурой для четырех территориальных генерирующих компаний (ТГК) – ТГК-5, ТГК-6, «Волжской ТГК» и ТГК-9. Уже со следующего года развернулась масштабная работа по реконструкции действующих и строительству новых генерирующих мощностей.

В течение восьми лет компанией было реализовано 18 проектов общей стоимостью 127,9 млрд рублей. В подавляющем большинстве речь идет о строительстве фактически новых энергоблоков общей мощностью 2,9 ГВт. Это примерно десятая часть всей новой генерации, которая появилась в России благодаря ДПМ. Уникальным объектом этой инвестпрограммы стала Орская солнечная станция мощностью 25 МВт в Оренбургской области. С пуском в августе 2016 года в Екатеринбурге совершенно новой Академической ТЭЦ реализация программы успешно завершена.

Реализованные проекты

С 2022 года в России может начаться масштабная модернизация теплогенерации за счет реализации программы ДПМ-2. Минэнерго РФ уже сформировало предварительные критерии отбора проектов, которые будут реконструироваться за счет рынка, то есть потребителей. Как отмечают эксперты, учитывая колоссальный возраст и износ ТЭЦ, именно в Тюменскую, Челябинскую и Свердловскую области могут быть направлены основные средства. В качестве основных претендентов на финансирование участники рынка называют ПАО «Фортум» (контролируется финским концерном Fortum) и ПАО «Т Плюс» Виктора Вексельберга . Отдельные станции этих компаний были введены еще в 30-40-х годах XX века. По замыслу, сам по себе ДПМ-2 не должен повлечь негативных тарифных последствий для рынка, хотя эксперты говорят о том, что реализация программы наложится на другие факторы, которые снова взвинтят цену на мощность. По мнению аналитиков, за счет отказа от ДПМ-2 можно было «дать хотя бы немного воздуха потребителям» и нивелировать рывок тарифов 2017 года.

Правительство РФ определило базовые принципы механизма отбора проектов реконструкции ТЭЦ в рамках программы ДПМ-2 до 2030 года. Согласно позиции Минэнерго РФ, анализ ценовой ситуации на оптовом рынке электроэнергии (мощности) (ОРЭМ) показал, что дополнительное финансирование проектов реконструкции станций возможно только после 2021 года. В этой связи первые вводы в эксплуатацию по ДПМ-2 могут начаться уже с 2022 года.

Свердловская ТЭЦ ПАО «Т Плюс»

Напомним, в России завершается программа ввода генерирующих мощностей по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). По данным Минэнерго РФ, на сегодняшний день введено в эксплуатацию 127 энергоблоков, что составляет 93,4% от общего количества объектов, предполагаемых к вводу в рамках ДПМ. Механизм гарантирует возврат средств инвесторам, строящим новые электростанции, за счет повышенных платежей за мощность на оптовом рынке. К прочему, такие блоки не участвовали в КОМ и отбирались по умолчанию. Сейчас, с учетом завершения программы ДПМ, на оптовом рынке высвободятся значительные средства, которые правительство намерено перераспределять.

В качестве основных элементов программы ДПМ-2 Минэнерго РФ называет конкурентный отбор проектов, которые будут жестко квотироваться. На данном этапе предлагается ограничить ежегодный ввод мощности не более 4 ГВт во избежание резких скачков цены на мощность. При этом принять участие в отборе сможет лишь генерация, выработавшая парковый ресурс не менее чем на 125%, то есть станция должна использоваться на 25% больше срока эксплуатации. Также показатель востребованности объекта за последние 2 года должен составлять не менее 60%.

Отбор проектов на реконструкцию будет организован на конкурентных принципах, основным из которых станет совокупное снижение стоимости проектов для потребителей. Также при отборе должна учитываться стоимость проекта в соотношении с прогнозной выручкой от реализации тепла. К прочему, в скором времени будут разработаны типовые проектные решения и их стоимость на основании независимой экспертизы. При этом участники рынка смогут отойти от типовых решений и применять более дорогостоящие решения за свой счет.

Как и в случае с первой программой ДПМ, государство намерено контролировать обязательства генерирующих компаний по вводам, а при их нарушении получать дополнительную плату за мощность генераторы не смогут. В случае попадания в программу собственник мощностей будет обязан эксплуатировать оборудование в течение 15 лет с даты ввода. Возврат инвестиций осуществляется за те же 15 лет, исходя из базовой доходности, установленной правительством.

По данным исследования «Фонда энергетического развития», наиболее критическая ситуация, связанная с износом теплогенерации, складывается в регионах УрФО, где к 2020 году 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) достигнут паркового ресурса. Аналогичные проблемы эксперты видят в Южном и Приволжском федеральных округах, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43% действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в 18 субъектах РФ к 2020 году доля мощностей ТЭЦ, по которым надо принимать инвестиционные решения в ближайшие 5 лет, превысит 50% от существующей, а кое-где достигнет 75-87%.

Тюменская ТЭЦ-1

Из городов УрФО крупные ТЭЦ, в которые могли бы быть вложены средства по ДПМ-2, работают в Челябинске, Тюмени и Екатеринбурге. Среди основных претендентов на включение в программу ДПМ-2 эксперты называют наиболее старые тепловые станции, принадлежащие ПАО «Фортум», ПАО «Т Плюс», а также «РУСАЛу»: Богословская ТЭЦ (1944 г.), Свердловская ТЭЦ (1932 г.), Первоуральская ТЭЦ (1956 г.), Челябинская ТЭЦ-1 (1942 г.), Челябинская ТЭЦ-2 (1962 г.) и Тюменская ТЭЦ-1 (1960 г.),

Как рассказал «Правде УрФО» директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс» Александр Вилесов , до 2035 года замещения потребуют порядка 30-40 ГВт устаревших тепловых мощностей по всей России.

«Очень важно и позитивно, что есть понимание необходимости фокуса новой модернизации на теплофикационных мощностях. В этом ее принципиальное отличие от программы ДПМ-1, сосредоточенной исключительно на электрический рынок. Мы рассчитываем принять самое серьезное участие в новом механизме – у нас порядка 3 ГВт мощностей, по которым нужно будет принять решение в ближайшее время, выводить их или модернизировать. Конкретный состав программы новой модернизации для ПАО «Т Плюс», а также ее стоимостные параметры будут прорабатываться после окончательного принятия регуляторики по новому механизму. От нее же зависит влияние на потребительские цены – но, учитывая, что программа ориентирована на долгосрочную перспективу, вряд ли стоит ожидать какого-то взрывного роста», – заявил топ-менеджер «Т Плюс».

Тем не менее, как пояснил «Правде УрФО» директор «Фонда энергетического развития» Сергей Пикин , на данный момент сказать со 100% уверенностью, какие объекты уже могут претендовать на долю пирога за счет ОРЭМ, очень сложно.

«Актуальный анализ состояния отрасли должен провести «Системный оператор ЕЭС». От того, к каким выводам он придет, и будет зависеть перераспределение средств. К прочему, во многом программа ориентирована на повышение эффективности: некоторые советские станции еще могут работать, но их КПД слишком низок в сравнении с современным оборудованием», – отметил Сергей Пикин.

Также пока не ясен объем нагрузки, который ляжет на потребителей. Исходя из требования президента РФ, реализация ДПМ-2 не должна привести к негативным тарифным последствиям. Однако даже если ДПМ-2 и не приведет к росту цены на мощность, в отрасли существует целый ряд факторов, который, так или иначе, приведет именно к таким последствиям. Среди них эксперты называют субсидирование Дальнего Востока, колоссальный ввод атомной генерации и объектов так называемой «зеленой энергетики».

ЧТЭЦ-1

К прочему, участники рынка говорят, что оформленные Минэнерго РФ критерии пока еще проходят обсуждение. «Споры ведутся по принципам и критериям отбора: определены только основные параметры, которые требуют конкретизации. Речь идет о том, чтобы условия включения в программу не были дискриминационными, чтобы максимально количество объектов могло в нее попасть, но при этом молодые станции туда не допускались», – уточнил в диалоге с «Правдой УрФО» руководитель одной из генерирующих компаний.

Договоры на поставку мощности выполнили основную задачу: дефицит генерации России не грозит. ДПМ-бум принёс неожиданную проблему – мощности стало слишком много, и сегодня рынок озабочен выводом, а не вводом энергоблоков. Но рано или поздно в РФ потребуется делать новый виток инвестиций в генерацию, и каким может быть новый механизм «после ДПМ» – в нашей теме номера.

Ответ на угрозу

Система договоров на поставку мощности, ДПМ, была разработана как ответ на угрозу дефицита энергомощностей в экономике. Пожалуй, только ленивый не слышал про «крест Чубайса»: график, который показывал кризис с наличием генерирующих мощностей уже во второй половине 2000-х годов.

В 2006 году рост энергопотребления составил беспрецедентные в истории новой России 4,6%. «Эту цифру взяли как прогноз, и Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики был утверждён средний рост на уровне 4,3% в год. К 2014 году потребление должно было вырасти на 40% к факту 2007 года», – напомнила член Наблюдательного совета НП «Совет рынка» Александра ПАНИНА на конференции «Электроэнергетика России».

Цифра

На основе этого прогноза была сформирована программа строительства новых мощностей, которую продали инвесторам вместе с контролем в генерирующих компаниях. В системе ДПМ государство гарантировало инвесторам достаточно быстрый и доходный возврат вложений, одновременно введя систему штрафов за непоставку мощности в срок. ДПМ стимулировали серьёзную инвестиционную активность в отрасли: на её пике в 2011 году годовые инвестиции в развитие генерации достигли 603,2 млрд рублей. Всего же в период 2008–2014 годов, по данным Минэнерго, в строительство новых генерирующих мощностей в России было вложено более 3,6 трлн рублей. В результате за достаточно короткий период установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМ увеличилась более чем на 20 ГВт.

Оборотная сторона медали

Но вместе с собой ДПМ-бум принёс неожиданную проблему: мощностей стало слишком много. Всё дело в том, что фактическая ситуация сильно разошлась с прогнозом. По планам, под которые формировалась программа ДПМ, потребление электроэнергии в 2014 году должно было составить 1380 млрд кВт·ч. По факту последние несколько лет спрос держится на уровне 1060 млрд кВт·ч. «Факт существенно разошёлся с планом: разница между прогнозом-2008 и фактом потребления электроэнергии в 2014 году составила 30%, что эквивалентно годовой выработке ТЭС мощностью 61 ГВт с КИУМ 60%», – сказала Александра ПАНИНА. По данным НП «Сообщество потребителей электроэнергии», избыток мощностей сегодня – около 20 ГВт.

Цифра

Более чем на

Слишком много генерации невыгодно иметь ни потребителям, ни генераторам. Потребители вынуждены оплачивать избытки. Генераторы же страдают по двум фронтам: во-первых, из-за профицита мощности снижается цена на конкурентном отборе (КОМ на 2016 год привёл к сокращению средневзвешенной цены в первой ценовой зоне на 7,8% по сравнению с 2015 годом). И во-вторых, большое количество дешёвого предложения ДПМ-блоков влияет на цену на рынке на сутки вперёд (РСВ). Так, по оценкам «Системного оператора», сегодня более 20 ГВт подают на РСВ ценопринимающие заявки, то есть генераторы готовы работать по любой цене, даже в убыток.

Давайте попозже

К настоящему моменту по программе ДПМ осталось ввести 7,6 ГВт мощностей, и генерирующие компании предпринимают всё возможное, чтобы повысить эффективность оставшихся проектов. Начали с обмена проектами между собой. В этом году «Т Плюс» (ранее «КЭС-Холдинг») передал обязательства по Новоберезниковской ТЭЦ татарской «Генерирующей компании». «Интер РАО» заинтересовано забрать ДПМ-обязательства на десятый блок Серовской ГРЭС у «Газпром энергохолдинга» и построить мощность на своей площадке в Верхнем Тагиле. В свою очередь, с регуляторами пытаются договориться о сдвиге сроков ввода вправо и отказе от штрафов. «Объём желаемых переносов – более 4,5 ГВт», – сообщили «Энергии без границ» в Ассоциации НП «Совет рынка». В ноябре стало известно, что «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) вообще готов отказаться от одного из ДПМ-проектов, взамен требуя освобождения от штрафов по другим объектам. Этот вопрос обсуждался у вицепремьера Аркадия ДВОРКОВИЧА, в материалах к совещанию говорилось, что в случае отмены ДПМ ГЭХ должен вернуть средства, полученные целевым образом на новые стройки при покупке активов. По сообщению «Коммерсанта», около 13 млрд рублей, «согласно логике системы ДПМ, должны быть изъяты путём взыскания так называемого эмиссионного штрафа» в пользу потребителей энергорынка.

Вопросы отмены или изменения ДПМ всегда выносятся на самый высокий уровень: обязательства закреплены постановлением правительства, и чтобы их изменить, нужен соответствующий акт. Кроме того, в договорах в качестве одной из сторон участвуют потребители – и они тоже должны согласовать параметры изменения обязательств. «Эта тема находится не только в сфере принятия решения правительством или министерством, но в некотором смысле это вопрос, на который должен ответить рынок, так как договоры ДПМ двусторонние и потребители тоже участвуют в этом процессе», – пояснял замглавы Минэнерго Алексей ТЕКСЛЕР в интервью ТАСС.

Мавр сделал своё дело

Программа ДПМ при всех её недостатках позволила успешно выполнить свою цель – ввести в эксплуатацию более 20 ГВт генерирующих мощностей на ТЭС, включая манёвренное оборудование. Опасность дефицита мощностей («креста Чубайса») на время ушла в прошлое, говорят эксперты.

Потомственная энергетика

Южноуральская ГРЭС-2 стала одним из проектов, реализуемых Группой «Интер РАО» в системе ДПМ. Два энергоблока новой станции были введены в 2014 году, в феврале и ноябре, сейчас установленная мощность ГРЭС-2 – 834 МВт.

До выполнения инвестиционной программы по строительству новой станции на близлежащей территории действовала Южноуральская ГРЭС – одна из первых в стране тепловых электростанций проектной мощностью 1000 МВт, запущенная ещё в 1952 году. Сегодня установленная электрическая мощность электростанции меньше проектной: 782 МВт. Более полувека обеспечивая регион энергией, станция отчасти перестала отвечать современным требованиям.

Ввод новой станции в среднесрочной перспективе позволит вывести из эксплуатации неэффективную неблочную часть оборудования Южноуральской ГРЭС без потерь, не снижая объёма выработки электроэнергии и суммарной установленной мощности. Уже с 2016 года прекратит работу четвёртый турбоагрегат мощностью 35 МВт.

«В основной части ЕЭС можно ожидать инвестиционной паузы в тепловой генерации. Все генерирующие компании планируют сокращение инвестиционных программ на 30–50% от уровней 2014–2015 годов в ближайшее время», – прокомментировала «Энергии без границ» главный эксперт Центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья ПОРОХОВА. Новые вводы запланированы только в атомной энергетике и в отдельных регионах, где требуется решать локальные задачи по развитию энергосистемы, – на Дальнем Востоке, в Калининграде.

О развитии энергетики в Калининграде правительство задумалось в 2014 году. Нужно было сделать регион энергонезависимым: соседние страны стали пугать возможностью отказа от параллельной работы энергосистем, что могло бы привести к проблемам с энергоснабжением области. В октябре этого года утвердили перечень генерации, которая будет возведена там до 2019 года, – три газовые ТЭС и одна угольная суммарной мощностью до 1 ГВт. Для финансирования придумали схему, похожую на ДПМ, но с более мягкими условиями для инвестора (которым является ООО «Калининградская генерация», «дочка» «Роснефтегаза»). Субсидировать эти мощности будут через надбавку к цене на мощность станций «Интер РАО – Электрогенерация» для потребителей первой ценовой зоны.

Источники финансирования энергетических строек на Дальнем Востоке пока не согласованы (за исключением 50 млрд рублей бюджетных средств, которые выделяет правительство напрямую «РусГидро»). Минвостокразвития предложило так же, как в Калининграде, переложить нагрузку на оптовый рынок, но против этого и генераторы, и потребители, и регуляторы энергорынка. «Невозможно больше грузить оптовый рынок», – говорил глава «Совета рынка» Максим БЫСТРОВ в октябре.

Не ввод, а вывод

Ввод в строй новых мощностей при стагнации электропотребления создаёт для регуляторов отрасли условия передышки, говорят эксперты. «Избыток мощности в ЕЭС позволяет вывести из эксплуатации наиболее изношенные генерирующие объекты, а разработкой новых механизмов привлечения инвестиций в генерацию теперь можно заняться спокойно, не в авральном режиме», – сказал «Энергии без границ» аналитик Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Алексей ФАДДЕЕВ.

Действительно, самым острым вопросом в секторе сейчас является не ввод новых, а вывод старых. По оценкам Александры ПАНИНОЙ, в 2016 году на опте будет более 17 ГВт лишних мощностей. Минэнерго обсуждает с генераторами различные варианты вывода и консервации электростанций (консенсус пока не найден). Но правила проведения КОМ уже стимулируют поставщиков выводить мощность с опта. «В новой модели КОМ цена мощности тем выше, чем меньше отобранный объём, таким образом у поставщиков появляется прямой стимул снижать объём предложения, консервируя или выводя из эксплуатации неэффективную, приносящую убытки мощность», – сказали в «Совете рынка».

Итоги КОМ показали, что на 2016 год для отбора генкомпании не стали подавать заявки на 4 ГВт, – вероятно, это тот объём, который хотят вывести. О планах по выводу 1,5 ГВт заявлял «Газпром энергохолдинг». «Интер РАО» уже с 2016 года намерено закрыть 831 МВт и рассматривает возможность вывода ещё 3,7 ГВт, сообщил в октябре генеральный директор «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Тимур ЛИПАТОВ.

В поисках инвестиций

Но проблема не решена навсегда: по данным Энергетического института им. Кржижановского, возраст более 52% тепловой генерации ЕЭС России превышает 30 лет, а 7% станций ещё старше. ТЭЦ стареют и рано или поздно их придётся заменить новыми. Кроме того, проект Энергостратегии до 2035 года предполагает, что к 2035 году генерации в России должно стать больше на 30–60 ГВт (часть из них АЭС и ГЭС). Документ также говорит о необходимости разработки нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику и теплоснабжение «с целью упорядочивания инвестиционного процесса в 2016–2020 годах и последующие годы».

Так каким может быть этот механизм? Во-первых, он должен компенсировать инвестиции на возведение генерации за обозримый срок, считает Алексей ФАДДЕЕВ. Во-вторых, давать приемлемый рост цен, который позволит уложиться в обозначенную Минэкономразвития динамику конечной стоимости электроэнергии. В-третьих, стимулировать конкуренцию между генерирующими компаниями и иметь долгосрочный характер. «Механизм ДПМ удовлетворял только первым двум условиям. Это была разовая акция, а никакой конкуренции между генкомпаниями не было: они были поставлены перед разработанным перечнем объектов, которые каждая приватизируемая компания должна возвести», – напомнил эксперт.

По его мнению, в качестве базового подхода может быть использован механизм гарантирования инвестиций – МГИ, который обсуждался вплоть до начала 2010 года. Тогда предполагалось, что регуляторы (Минэнерго, «Системный оператор» и т. д.) определят необходимый объём резерва мощности, площадки для строительства генерирующих объектов и сроки ввода, как в механизме ДПМ. Кроме того, должна быть определена предельная стоимость проекта. МГИ разрабатывался как рыночный инструмент: каждый проект строительства должен был разыгрываться между генкомпаниями в формате аукциона с понижением цены. Теоретически такой механизм является долгосрочным: можно проводить подобные конкурсы на различные площадки каждый год, как это осуществляется сейчас в отношении объектов ВИЭ-генерации. «Таким образом, концепция МГИ удовлетворяет всем четырём описанным требованиям и является наиболее предпочтительным решением в современных условиях», – считает Алексей ФАДДЕЕВ.

В свою очередь Наталья ПОРОХОВА считает, что по мере стабилизации экономической ситуации основным направлением инвестиций в тепловой генерации станет модернизация, что позволит повысить эффективность большей части мощностей.

Несколько лет назад генкомпании пытались договориться с правительством о модернизации за счёт потребителей (то есть возвращать инвестиции за счёт дополнительной нагрузки на оптовый рынок). Но сегодня опт и так «трещит по швам» из-за всех обязательств, которые на него возложили, – тепловые ДПМ, ДПМ АЭС и ГЭС, «вынужденные генераторы», Калининград. Поэтому крайне маловероятно, что регуляторы согласятся навесить на опт ещё и модернизацию. Так что делать генкомпаниям это придётся самим, руководствуясь рыночной логикой. Например, «Интер РАО – Управление электрогенерацией» ведёт точечную работу по повышению эффективности существующего оборудования, включая в инвестиционные программы реконструкции и модернизации те элементы, которые выгодно реализовать в текущих рыночных условиях.

«Инвестиционная передышка» в электроэнергетике и идущее сейчас публичное обсуждение Энергетической стратегии до 2035 года – самое удобное время оживить дискуссию о том, что придёт (и придёт ли) на смену ДПМ.

В 2010 году для стимулирования сокращения дефицита мощностей в экономике (отчасти только прогнозируемого) регуляторами энергетического рынка была инициирована программа договоров на поставку мощности (ДПМ), которая была призвана создать условия для финансирования инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей.

Суть ДПМ заключается в том, что инвестор обязуется в указанные сроки ввести в строй определённый объём генерации. Взамен он получает гарантию возврата инвестированных средств через повышенную стоимость продаваемой мощности в течение 10 лет. Невыполнение взятых на себя обязательств предусматривает жёсткие санкции. По программе ДПМ уже построена большая часть объектов, на сайте Минэнерго можно найти следующую структуру общего объёма программы:

На начало 2016 года по программе ДПМ оставалось ввести около 7,5 ГВт. Реализация проекта привела к неожиданной проблеме - мощности в экономике стало слишком много. Всё дело в том, что прогноз относительно будущего роста объёма отпуска электроэнергии при обсуждении программы делался на основании достаточно быстрых прогнозных темпов роста потребления, с учётом стагнации в экономике прогноз потребления разошёлся с фактом в 2014 году примерно на 30%. Существенная величина, которая привела к избытку мощности в экономике. В связи с переизбытком предложения генерирующие компании пытаются сдвинуть сроки по ещё не введённым объектам или же перенести задним числом сроки ввода уже сданных объектов в тех случаях, когда эти сроки оказались нарушенными, что привело к санкциям.

В преддверии завершения программы регуляторы энергетического рынка разошлись во мнениях, стоит ли продлевать эту программу. Несмотря на то, что дефицит мощностей сменился существенным профицитом, в отрасли осталась одна весомая проблема - сильный износ уже работающих мощностей. Для постепенного вывода ветхих фондов и их замены новыми необходимо сохранить имеющийся в отрасли денежный поток, для чего нужно либо продлить программу ДПМ, либо придумать иные механизмы привлечения средств в отрасль.

Среди вариантов, не считая сохранения не самой эффективной по мнению экспертов энергетического рынка программы ДПМ, Минэкономики называет повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), куда мощности, построенные по ДПМ, попадают в обязательном порядке, и механизм гарантирования инвестиций, что, по-видимому, соответствует принятому в распределительной энергетике RAB-регулированию тарифов, нацеленному на возврат инвестированных средств посредством гарантированной государством доходности на инвестированный капитал.

Против продления программы ДПМ говорит то, что в стоимости электроэнергии для конечного потребителя надбавка за мощность по программе ДПМ может составлять до 10% от тарифа. Впрочем, недофинансирование может через некоторое время привести к тому, что потребуются новые экстренные меры, вроде той же программы ДПМ, принятой несколькими годами ранее. Затраты на инвестиции всё равно нужно возвращать, в противном случае просто не будет желающих их осуществлять. Делать это лучше постепенно, используя эффективные механизмы привлечения средств в отрасль.

Также не до конца ясно возможное влияние отказа от программы ДПМ на сбытовые компании. Сбытовая надбавка рассчитывает в процентах от стоимости электроэнергии, снижение которой может также привести к снижению доходов сбытовых компаний. В конечном счёте потребитель выиграет вдвойне, однако пострадает отрасль. Вариант с полным отказом от любых механизмов привлечения инвестиций в генерирующую отрасль выглядит маловероятным. Кроме того, пик платежей по программе ДПМ приходится на 2021−2022 годы. Перспектива по российским меркам достаточно отдалённая, скорого прекращения поступления средств ждать не стоит. С учётом необходимости модернизации устаревших мощностей велика вероятность, что при помощи старых или новых механизмов финансирование отрасли за счёт потребителей сохранится.

Изображение: http://atomproekt.com/activitycategories/generation/