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

Минэнерго предприняло новую попытку изменить основной механизм возврата инвестиций в новую генерацию - договоры на поставку мощности. Первую попытку, растягивавшую договоры с 10 до 15 лет и снижавшую ежегодный объем выплат по ним, отрасль заблокировала. Теперь ведомство предлагает более сложную схему, которая формально сохраняет срок договоров, но, по оценке участников рынка и экспертов, представляет собой, по сути, легализацию первого варианта реформы. Энергетики также боятся, что у них будет меньше гарантий возврата инвестиций.

МОСКВА, 3 декабря (BigpowerNews) — Сегодня правительство вернется к обсуждению проблемы сроков и условий договоров поставки мощности (ДПМ, основной механизм возврата инвестиций в генерации), рассказали «Коммерсанту» три источника в отрасли. На совещании у вице–премьера Аркадия Дворковича могут принять проект постановления правительства, предложенный Минэнерго 10 октября и меняющий схему расчетов с владельцами новых ТЭС. Как следует из документа, пишет «Коммерсант» десятилетний срок повышенных платежей по ДПМ не будет меняться (сейчас по ним выплаты за мощность для новых ТЭС в несколько раз выше, чем у остального рынка), как и период окупаемости 15 лет. Но основное различие в размере выплат - на поздних сроках. Сейчас максимальные платежи компании должны получать с седьмого по десятый год работы станции (по сути, это сдвинутая на более ранний срок выплата за период с 11–го по 15–й год работы). Теперь такого повышения не будет, а в следующие пять лет доходы новой генерации будут каждый год устанавливаться заново - по правилам ДПМ и с учетом фактической прибыли на рынке электроэнергии (продажа реально выработанных киловатт–часов). Замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко в письме в аппарат правительства утверждает, что вносятся лишь «технические изменения». Но реально предложение Минэнерго означает растягивание выплат на 15 лет, считает источник газеты в отрасли. Перезаключение договоров не предполагается, а право регуляторов ежегодно пересматривать выплаты ставит под вопрос окупаемость проектов, заключает он.

ДПМ, подписанные в 2010 году, обещают ускоренный возврат инвестиций с доходностью около 14% годовых и штрафы за опоздания. Но осенью 2013 года при замораживании тарифов монополий ФСТ и Минэкономики предложили изменить договоры, напоминает издание. Как сообщалось в январе, Минэнерго хотело продлить выплаты по ДПМ до 15 лет, что, согласно анализу «Совета рынка», снизит платежи потребителей в 2014–2022 годах, но повысит в 2024–2032 годах, когда общие платежи по ДПМ должны вырасти с 2,65 трлн до 3 трлн руб. В ФСТ и Минэкономики поддержали идею Минэнерго.

Та схема вызвала разногласия среди участников рынка. Снижение средней конечной цены на электроэнергию составит всего 0,2 процентного пункта в 2016 году и 0,9 процентного пункта в 2017 году, говорили в НП «Сообщество потребителей электроэнергии» и предлагали компенсировать повышенные выплаты из ФНБ. Против были и те генераторы, кто зависел от заемного финансирования и не был связан с крупными банками, поясняет источник «Коммерсанта» в отрасли, в их числе «Квадра», Сибирская генерирующая компания, КЭС. При продлении ДПМ многим пришлось бы договариваться о новых условиях кредитования. В итоге Аркадий Дворкович поручил принять решение набсовету «Совета рынка», где фактически заблокировали пересмотр, рекомендовав сохранить десятилетний срок ДПМ.

Новые изменения механизма ДПМ позволяют корректнее рассчитывать цену, считают в Минэнерго. В ФСТ и Минэкономики подтвердили, что знакомы с предложениями Минэнерго, но свою позицию не объяснили. В НП «Совет производителей энергии» видят в схеме Минэнерго риск пересмотра решений правительства при очередном сдерживании энергоцен, поскольку закреплять параметры в самих ДПМ не планируется. Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка, мнение которой приводит «Коммерсант», считает, что Минэнерго пытается фактически легализовать 15–летний срок ДПМ, совокупные платежи по которому выше, чем в десятилетнем варианте, без переподписания договоров. Этот вариант еще более рискованный для инвесторов: нет гарантий, что правила не изменятся. «Постоянство условий реализации проектов ДПМ являлось залогом эффективности этого механизма»,- соглашаются в КЭС. Директор НП «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев замечает, что, «несмотря на мнение рыночного сообщества, Минэнерго предлагает фактически продлить срок действия условий ДПМ с 10 до 15 лет с увеличением объема доходов генерирующих компаний за счет остальной экономики на сумму около 323 млрд. руб. плюс к уже установленным 1,8 трлн руб.», пишет «Коммерсант».

Регуляторы энергорынка разошлись во мнениях о том, следует ли продлить завершающуюся программу договоров на поставку мощности (ДПМ), обеспечивающих возврат инвестиций в новую генерацию за счет повышенных платежей потребителей. Минэкономики против продолжения ДПМ, но считает, что для отрасли необходимо сохранить повышенный уровень платежей, сейчас поступающих энергокомпаниям. ФАС и Минэнерго не исключают и возможность продления ДПМ, а потребители настаивают на их завершении и отказе от любых альтернатив.

Минэкономики предлагает отказаться от продления механизма привлечения инвестиций в модернизацию электростанций через заключение новых ДПМ, рассказал вчера замдиректора департамента госрегулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности Минэкономики Евгений Ольхович. Но при этом министерство предлагает сохранить повышенные платежи за мощность и по истечении действующих ДПМ. "Мы считаем, что ту денежную массу, которая в виде ДПМ направляется в сектор, стоит сохранить, но необходимо придумать новые механизмы, в соответствии с которыми она будет распределяться",— пояснил господин Ольхович. Среди рассматриваемых Минэкономики вариантов — повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), увеличение волатильности цен на рынке электроэнергии (на рынке на сутки вперед — РСВ), в том числе, потенциально, за счет более высокой индексации тарифов на газ. В этом случае рыночное ценообразование будет играть большую роль в прибылях энергокомпаний, считает чиновник.

Механизм ДПМ, обязывающий генераторов строить новые ТЭС и модернизировать старые по утвержденному правительством плану, запущен в 2010 году. По ДПМ генкомпании получают увеличенную плату за мощность в течение 10 лет. Большая часть проектов по ДПМ уже построена или должна быть введена до конца года, повышенная плата начинает поступать после ввода энергообъекта. Пик платежей придется на 2021-2022 годы, но к 2026 году они сойдут на нет. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, в 2020-2026 годах снижение общего платежа за ДПМ составит более 200 млрд руб. в год, что равноценно снижению цены для конечного потребителя на 10%. Сохранение этого денежного потока и стало ключевым моментом в возникшем споре между регуляторами и потребителями.

О том, стоит ли заключать новые ДПМ (механизм "ДПМ-штрих", предполагающий новые массированные инвестиции в модернизацию ТЭС), спорят не первый год. В октябре Белый дом поручил Минэнерго, Минэкономики и ФАС к 1 декабря разработать меры по модернизации с использованием аналога ДПМ. В Минэнерго пока не отказываются от идеи продления ДПМ, рассматривая также еще два механизма привлечения средств на модернизацию: КОМ и механизм гарантирования инвестиций (МГИ), сообщил вчера замминистра Вячеслав Кравченко. "Можно выбрать даже не один механизм, а несколько",— сообщил он. По его словам, окончательную позицию Минэнерго сформирует в 2017 году. В ФАС сообщили "Ъ", что также поддерживают разработку механизма стимулирования модернизации и ввода генерирующих мощностей. Но "предлагаемый механизм не должен приводить к избыточной нагрузке на потребителей", считают в службе, добавляя, что координатором работы должно стать Минэнерго.

Генерирующие компании считают, что приток средств в отрасль должен сохраниться. Программу ДПМ не стоит продлевать, говорят в Сибирской генерирующей компании (СГК), но отрасли нужно обеспечить денежный поток и модернизацию. "Практика показала, что механизм ДПМ был недостаточно эффективен из-за излишнего контроля,— говорят в СГК.— Нужно вырабатывать рыночные механизмы, чтобы отрасли внутри себя решала, куда двигаться и что внедрять, без дополнительного регулирования". Но сохранить выручку в отрасли рыночным способом невозможно, это взаимоисключающие условия, считает директор ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев: "Цели сбора денег и реальная оценка потребности в мощности отсутствуют, поэтому ничего, кроме желания сохранить денежный поток, за инициативой не просматривается". В ассоциации считают, что поставщики электроэнергии уже имеют механизм для создания инвестиционного потенциала в виде долгосрочного КОМа (формирует уровень тарифа на четыре года вперед).

Наталья Порохова считает, что резкий рост доли платы за ДПМ в цене конечного потребителя и профицит на энергорынке снизил для регулятора актуальность разработки новых механизмов привлечения инвестиций. Но потребность в них остается высокой, поскольку инвестиционный бум последних лет затронул только 15% мощностей, отмечает эксперт.

После нескольких лет обсуждений и скрупулезной проработки правительство наконец решилось начать новую волну модернизации российской тепло- и электрогенерации - так называемую ДПМ-штрих. Сейчас Минэнерго готовится к проведению новых конкурсов, на которых оно отберет самые экономичные и эффективные проекты.

Российские энергетики завершают масштабнейшую в новейшей истории России программу модернизации мощностей, так называемую ДПМ, запущенную еще в 2009 году. Результаты налицо - за время ее реализации введено порядка 30 тыс. МВт новой мощности, удалось обновить еще порядка 12–15% генерации.

Программа, впрочем, прошла не без критики: говорили о том, что объекты были построены не там, где это требовалось. 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. По данным Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН), в 2014 году более 90 ГВт паротурбинных блоков уже выработали парковый ресурс. В целом модернизация позволит продлить срок работы электростанций на 15–20 лет.

Для потребителя новая модернизация на первый взгляд может быть созвучна повышению тарифов, но это совсем не так: в новой концепции, учитывающей все минусы прошлого ДПМ, ключевым принципом будет неувеличение платежей потребителей и тарифообразование в пределах инфляции. Как раз сейчас правительство РФ формулирует принципы отбора проектов для участия в программе до 2031 года. Предполагается, что их реализация может начаться с 2022 года.

Что же касается нас, генераторов, то для отрасли новый этап обновления равнозначен, а во многом и превышает тот эффект, который нам удалось достичь в первую волну модернизации. Для сравнения: если за время первого ДПМ нам удалось ввести 31 ГВт мощностей, то новая программа масштабнее прошлой как минимум на 8 ГВт. При этом новые вводы обойдутся в 1400 млрд рублей, что на 300 млрд рублей дешевле первой волны модернизации. Это, кстати, даст эффект не только для компаний, но и для экономики в целом - по расчетам ассоциации «Совет производителей энергии», реализация программы ДПМ-2 позволит профинансировать разные отрасли экономики России на 1,6 трлн рублей. Потребители, в свою очередь, получат более длительные гарантии на энергоснабжение от новых мощностей - 16 лет вместо 10 лет по первой программе ДПМ - и, что важно, не будут переплачивать за энергию, так как нынешняя программа модернизации предполагает конкурсный отбор по наименьшей себестоимости выработки.

Мы рассчитываем, что первые конкурсы при активной позиции Минэнерго могут пройти уже в этом году, и думаем, что среди наших активов в новой волне модернизации должны принять участие не менее 11 электростанций. В том числе и те, что питают города федерального значения - Москву и Санкт-Петербург.

К примеру, на Автовской ТЭЦ (ПАО «ТГК-1»), находящейся в Санкт-Петербурге, наработка турбин, которые планируется модернизировать, уже достигла 270 тыс. часов при парковом ресурсе всего 220 тыс. часов. Между тем только эта ТЭЦ обеспечивает теплом и светом более миллиона человек и множество крупных предприятий в одних из самых загруженных с точки зрения потребления районов города. Обновление ТЭЦ сэкономит существенные средства для города - ее водопотребление сократится как минимум на 80%, а средний удельный расход топлива (УРУТ) на производство электроэнергии - на 10%.

К тому же, позитивные примеры подобной модернизации уже имеются, к примеру, в Челябинской (Троицкая ГРЭС), Вологодской (Череповецкая ГРЭС) и Свердловской областях (Серовская ГРЭС). На последней, питающей крупный Серовский завод ферросплавов, старые энергоблоки к началу реализации первой программы ДПМ выработали свой ресурс более на чем 95%, а общая наработка турбин достигала рекордных 408 тыс. часов при ресурсе 270 тыс. часов. Затраты при этом едва ли были конкурентоспособными. Результаты модернизации были впечатляющими - при упавших более чем на 50% расходах на выработку выбросы загрязняющих веществ сократились сразу на 80%.

Очевидно, что завершающаяся программа ДПМ доказала свою эффективность: темп роста цены на электроэнергию сейчас заметно отстает от темпа роста цены на топливо. В то же время, объектов, подобных Автовской ТЭЦ или Серовской ГРЭС, по данным ИНЭИ РАН, на сегодняшний день еще достаточно много, и с каждым годом их количество будет только расти. В этой связи отрасль очень остро нуждается в новой волне обновления. По оценке аналитиков «Ренессанс Капитала», единственным реальным выходом из ситуации остается ДПМ-штрих, что в том числе поможет восполнить огромные объемы старых закрывающихся мощностей и сохранить уже привлеченные в отрасль инвестиции. В итоге благодаря снижению платы за новые мощности и замедлению роста конечных цен по сравнению, к примеру, с ценами на топливо, экономический эффект для ВВП, экономики страны и населения превысит 2,5 трлн рублей.

МОСКВА, 13 февраля (BigpowerNews) — Тепловая генерация по прежнему является основой электроэнергетики России. Более 60% установленной мощности ЕЭС составляют ТЭЦ и ГРЭС, и в среднесрочной перспективе их доля в энергобалансе страны не претерпит существенных изменений. Как правило, тепловые электростанции не предназначены для энергоснабжения крупных промышленных потребителей, они в основном расположены вблизи населенных пунктов и предназначены для их энергоснабжения, часто являются градообразующими предприятиями – основным местом работы проживающего в населенном пункте населения. Таким образом, от работы этих электростанций зависит надежное энергоснабжение жилых домов, больниц, школ, детских садов, прочих сооружений коммунального назначения, а так же наличие рабочих мест для населения, социальная обстановка в регионе.

При этом Российский парк генерирующих мощностей является одним из самых старых в мире, и происходит дальнейшее старение оборудования. Более 30% мощностей тепловой генерации России уже старше 45 лет, морально и физически устарели, отличаются низкой экономичностью и ухудшающейся надежностью. Программа ДПМ ТЭС уже фактически завершена, введено в эксплуатацию порядка 30 ГВт, но ежегодно нарастают объемы вывода тепловых мощностей. К 2021 году заявлено на вывод из эксплуатации уже 27 ГВт. Ежегодные объемы выводов уже значительно превышают объемы вводов.

По различным оценкам, средств, высвобождающихся после завершения программы ДПМ с 2021−2022 года должно быть достаточно для модернизации 40 ГВт тепловой генерации без увеличения тарифной нагрузки на потребителей сверх инфляции. В то же время сейчас активно лоббируется большое количество различных дорогостоящих инвестиционных проектов в энергетике. Куда же следует направить деньги потребителей? Например, каждый выработанный на модернизированной тепловой электростанции кВт.ч даже с учетом необходимости возвращать инвесторам вложенные средства обойдется потребителям гораздо дешевле, чем выработка солнечной генерации. Тепловые электростанции по прежнему по совокупности затрат являются одним из самых дешевых источников электроэнергии для потребителей. Отсутствие целенаправленной программы поддержки тепловой генерации приведет к необходимости строительства новых мощностей уже в среднесрочной перспективе и совсем за другие деньги.

Тепловая генерация сейчас самая эффективная и при этом больше всего нуждается в поддержке.

Программа ДПМ - 1 в тепловой генерации позволила удержать темпы роста цены ОРЭМ ниже инфляции и ниже цены на газ. Внедрение программы ДПМ – 2 именно в тепловой генерации будет наиболее полезно и эффективно для потребителей.