Дпм договор предоставления мощности

Обновлено: 07.07.2024

После успешного проведения программы ДПМ, нацеленной на строительство новых генерирующих мощностей в российской электроэнергетике, Правительство разработало новую программу ДПМ-2 (ДПМ-штрих), в рамках которой планируется модернизировать имеющиеся старые мощности в общем объеме до 41 ГВт.

Для начала необходимо сказать несколько слов о современном рынке электроэнергии в России.

Одной из задач реформы РАО ЕЭС, в рамках которой на рынке появилось множество отдельных экономических субъектов, генерирующих, сетевых и сбытовых компаний, было создание полноценного оптового рынка электрической энергии (ОРЭ).

Поставленная задача была выполнена. Там, где была возможность создать конкурентный рынок, страну разделили на I и II ценовые зоны, с учетом наличия сетевой инфраструктуры и необходимого количества генерирующих компаний. Там, где этого сделать не удалось, зоны остались неценовыми. Тарифы там регулируются преимущественно государством. В последнее время идет речь о создании дальневосточной III ценовой зоны.

В рамках этих ценовых зон электроэнергия продается при помощи нескольких механизмов:

1. По регулируемым договорам (РД). В основном это поставки населению. Тарифы устанавливает государство. Общий объем электричества и мощности по таким договорам не должен превышать 35%.

3. Балансирующий рынок. Если у покупателя образуется избыток приобретенного электричества или его недостаток в рамках торгов на РСВ, торговля этими объемами осуществляется в реальном времени с помощью балансирующего рынка.

4. Рынок свободных договоров (РСД). Потребители и поставщики оптового рынка могут заключать договора между собой по нерегулируемым тарифам.

Однако специфика потребления электричества такова, что невозможно заранее просчитать точное его количество, необходимое потребителям. Это справедливо как по отношению к ежесуточному потреблению, так и к более продолжительным промежуткам времени (годы).

В случае увеличения нагрузки со стороны потребителей и при неизменных мощностях поставщиков будет происходить перегрузка сети, снижение напряжения, выход из строя оборудования (потребителей и поставщиков), что приведет к значительному увеличению аварийности.

ОРЭМ - оптовый рынок электроэнергии и мощности

Поэтому в рамках надежного предоставления услуг поставки электроэнергии необходим еще и оптовый рынок мощности. Продавцы мощности – генерирующие компании – обязаны обеспечить готовность генерирующего оборудования к выработке электрической энергии. Покупатели мощности на оптовом рынке обеспечивают покрытие затрат генерирующих компаний на обеспечение готовности оборудования к выработке электрической энергии, в том числе в пиковые моменты. Эти затраты должны быть оплачены даже если фактически поставки электроэнергии не произошло.

Для обывателя это в общем-то технический момент, но он является важным звеном в обеспечении надежных поставок электроэнергии, как физическим, так и юридическим лицам, бизнесу и промышленным предприятиям.

Мощность продается также по нескольким основным механизмам:

1. В рамках рынка КОМ (конкурентный отбор мощности). Генерирующие компании предъявляют объем имеющейся мощности, не превышающую установленной. Покупатели ценовой зоны обязаны оплатить отобранную мощность. Но не вся располагаемая мощность в итоге будет отобрана и оплачена. Это шаг к повышению ценовой конкуренции. Каждая компания несет различные затраты на поддержание оборудования в готовности. Соответственно цены на мощность будут разные в процессе отбора. Начиная с 2016 г. на КОМ отбираются мощности на 4 года вперед. Планируется увеличение срока до 6 лет.

2. В рамках свободных договоров купли-продажи мощности (СДМ). Механизм аналогичный продаже электроэнергии на РСД.

3. В рамках регулируемых договоров. В основном для населения и приравненных к нему потребителей.

4. По средствам ДПМ – договора о предоставлении мощности. Этот механизм оплаты мощности был введен для привлечения в сектор электроэнергетики инвестиций на постройку новых объектов генерации. Мощность по этим договорам оплачивается по повышенному установленному тарифу в течении определенного времени.

5. В режиме вынужденного поставщика.

Но прогноз роста спроса на электроэнергию с начала реформы РАО ЕЭС не оправдался. Рецессия и медленное восстановление экономики РФ в 2015-2018 гг. не принесли предполагаемого 4,3%-го среднегодового роста спроса на электроэнергию. В результате на рынке возник профицит мощности. Пиковая нагрузка 151 ГВт против установленной мощности 243 ГВт

Но Правительство решило воспользоваться временным профицитом мощности и обновить парк старых тепловых генерирующих объектов, ведь для этого модернизируемые мощности необходимо временно выводить из эксплуатации. Была специально разработана программа ДПМ-штрих, а ныне ДПМ-2. В сущности, она является аналогом первой программы ДПМ-1, но направлена на модернизацию самых старых тепловых генерирующих электрических мощностей (старше 45 лет) с целью снижения операционных затрат и повышения топливной эффективности. Ресурс обновленных электростанций должен быть продлен на 15-20 лет.

Инвестиции и сроки реализации

Новая программа должна привлечь в сектор до 1,5 трлн руб. (в ценах 2020 г.) инвестиций с целью обновления 41 ГВт старой тепловой мощности, включая старые электростанции Русгидро на Дальнем Востоке.

Минэнерго предлагает ограничить капитальные затраты для угольных станций на уровне 54 млрд руб. за ГВт и 33 млрд руб. за ГВт для газовых станций. Для последних потолок может быть поднят в связи с жесткими требования локализации. Также могут быть отменены штрафы за просрочку срока ввода объекта, если компания работает с экспериментальными российскими турбинами мощностью выше 65 МВт.

Средний срок реализации проекта оценивается в районе 24 месяцев. Действие программы регламентировано до 2035 г.

Норма доходности, согласно последней модификации программы, составляет 12% и привязана к 7,5% доходности ОФЗ с соответствующей дюрацией. Это значит, что в случае роста доходности 10-15 летних госбумаг, выплаты по ДПМ будут пересматриваться в сторону повышения. В случае снижения доходности ОФЗ будет иметь место обратная процедура.

В отличие от ДПМ-1, проекты по модернизации будут отбираться в рамках аукциона, одним из критериев которого будет наиболее низкая себестоимость будущих поставок электроэнергии.

Стоит отметить, что по первой программе привлечения инвестиций в отрасль условия были схожи. Эксперты оценивают их как довольно позитивные для компаний с долгосрочной точки зрения. На текущий момент, например, доходность проектов составляла бы около 13%. При учете даже 4-5%-ой инфляции – это весьма неплохое подспорье для компаний генерирующего сектора.

Однако в краткосрочной перспективе инвестиции для генерирующих компаний, как правило, означают повышение капекса и снижение свободного денежного потока. Дивидендные выплаты могут не расти, снижаться или расти, но медленнее, чем оценивалось ранее. Таким образом программа модернизации может даже оказаться краткосрочным негативным драйвером для акций некоторых эмитентов.

Стоит сразу оговориться, что компании только занимаются оценкой будущих проектов. Фактических цифр для каждого конкретного эмитента на сегодняшний день нет. На данный момент не совсем понятно, какой генератор может предложить наиболее эффективный проект и какие из них попадут в первый и последующие аукционные отборы.

Предварительно на модернизацию были заявлены проекты примерно на 58 ГВт, против требуемых 41 ГВт. Это предполагает наличие конкуренции в процессе отбора.

Также следует отметить, что отличием новой программы будет 90%-ый уровень локализации оборудования, который к 2025 г. планируется довести до 100%. Это значит, что оценка затрат может претерпевать изменения по мере увеличения локализации.

Среди критериев отбора проектов к модернизации нужно отметить требование выработки ресурса объекта на менее, чем на 125%, но при этом показатель востребованности должен быть не менее 60% (за последние 2 года).

Генерирующие мощности в России одни из самых старых в мире. Около 30% объектов старше 45 лет. На 2017 г. установленной мощности, превышающей возраст 45 лет было порядка 64 ГВт. Часть из нее будет выведена в рамках программы ДМП-1 и по инициативе самих компаний. Ресурс другой части по предложениям Минэнерго будет продлен путем увеличения тарифа на рынке КОМ. А 41 ГВт подлежит модернизации.

Несмотря на сложности в оценке, можно попытаться предварительно, очень грубо оценить масштаб предполагаемых затрат в рамках программы ДПМ-2 для ключевых игроков на рынке, а именно Интер РАО, Мосэнерго, ОГК-2, ТГК-1, Энел Россия, Юнипро, Русгидро.

Для упрощения оценки, предположим среднюю цену модернизации 1 ГВт мощности любой станции на уровне 36,6 млрд руб. в ценах 2020 г. Минэнерго, кстати, обещает индексировать выплаты по ДПМ-2.

У тех генераторов, кто использует преимущественно уголь, капзатраты могут быть выше. На модернизацию электростанций с газовыми установками может потребоваться чуть меньше средств.

Из заявленных критериев программы и наличия у ключевых генерирующих компаний мощностей старше 45 лет, можно предположить следующее:

Интер РАО. У компании представлен самый большой процент старых мощностей. Согласно годовому отчету, компания предлагает 26,7% установленной мощности к модернизации. Это без малого 7,6 ГВт. Итого может потребоваться около 280 млрд руб. инвестиций.

Мосэнерго. Около 50% оборудования Мосэнерго по установленной мощности старше 45 лет. На модернизацию могут быть выставлены проекты порядка 6,5 ГВт. В таком случае на это может потребоваться около 240 млрд руб.

ТГК-1. Эта дочка Газпром энергохолдинга направит на модернизацию меньше всего. На инвестиции в обновление чуть менее 1 ГВт мощности может понадобиться около 35 млрд руб. Значительная часть установленной мощности компании – гидрогенерация.

Энел Россия. Компания не так давно уже проводила модернизацию части блоков на Рефтинской ГРЭС. Но пока, без учета вероятной продажи этого актива, на модернизацию порядка 4 ГВт может быть потрачено около 145 млрд руб. Потенциальная продажа Рефтинской ГРЭС, скорее всего, изменит требуемую сумму инвестиции.

Юнипро. Чуть более 1 ГВт компания может представить в качестве проектов на модернизацию. Это может потребовать увеличения капекса примерно на 45 млрд руб. С учетом выполнения ремонта блока Березовской ГРЭС, дополнительные капзатраты на горизонте нескольких лет можно считать весьма небольшими.

Русгидро. Подлежащие модернизации мощности компании не входят в I или II ценовую зону. Для неценовых зон была согласована отдельная статья – 2 ГВт. Большая часть модернизируемых проектов придется на Дальний Восток.

Ранее в Русгидро сообщали, что подготовили проекты на 1,3 ГВт с общей суммой инвестиций порядка 150 млрд руб. Хотя, исходя из критериев программы ДПМ-2 по версии Минэнерго компания должна будет затратить около 50 млрд руб. (исходя из средней цены 36,6 млрд руб. за ГВт) Отбираться проекты в неценовых зонах будут специальной правительственной комиссией.

В долгосрочной перспективе ДПМ-2 обеспечивает весьма неплохую доходность проектов, которая в совокупности с увеличением топливной эффективности и рентабельности генераторов положительно скажется и на будущих производственных и финансовых показателях.

Что касается Русгидро, то есть некоторая неопределенность относительно будущих капзатрат группы по этой части. Но, по предварительным оценкам Минэнерго, дополнительный капекс не должен превысить 150 млрд руб.

Фото: Кристина Кормилицына, Коммерсантъ / купить фото

— Регуляторы прогнозируют по итогам года снижение энергопотребления на 2,4% и даже надеются на рост спроса в следующем году. Каков ваш прогноз?

— По итогам первого полугодия падение составило 2,8%. Следовательно, прогноз Минэнерго в 2,4% означает, что по многим регионам падение должно смениться ростом. Причин для того, чтобы это произошло, я пока не вижу. Даже те 2,8% падения спроса, которые уже достигнуты, скорее, оптимистическая оценка. Гадать очень сложно, потому что это зависит не столько от вируса и пандемии, сколько от скорости падения или хотя бы стабилизации экономики, промышленного производства, рынков. Пандемия послужила спусковым крючком для многих негативных процессов в экономике. Если мы не провалимся еще глубже, чем сейчас, это будет уже очень хорошо.

— Какие секторы промышленности снижают потребление больше всего?

— Вместе с потреблением снижаются цены на рынке на сутки вперед (РСВ, конкурентный сектор торговли электроэнергией). Компенсирует ли снижение цены на электроэнергию рост цены на мощность в 2020 году?

— Нет, конечно, не компенсирует. В сравнении с первым полугодием прошлого года цены снизились. Но тут уместно вспомнить подоплеку: в первом полугодии 2019 года цены в одночасье выросли в среднем на 12%. ФАС возбудила дело, но, поскольку результаты расследования пока не объявлены, трудно комментировать, кто был виноват, был ли там сговор (генерирующих и сбытовых компаний.— “Ъ” ) или это случайное стечение обстоятельств.

Надеюсь, что в скором времени мы все это узнаем. Но обращает на себя внимание тот факт, что, как только ФАС начала расследование, цены немедленно упали. Поэтому корректнее сравнивать цены 2020 года с ценами 2019 года в целом, в этом смысле там ничего хорошего не произошло.

Оптовая стоимость электроэнергии в апреле и мае снизилась на 2%

Мы видим нерациональный рост цен в 2020 году, спровоцированный, скорее, дефектом в правилах. При падении спроса мощности требуется меньше, плюс появляются новые надбавки, поэтому цена мощности в российской энергосистеме достигла совершенно неразумных значений.

— Можно ли говорить, что снижение цен на РСВ во втором полугодии после начала расследования связано в том числе и с действиями потребителей, особенно в Сибири?

— Я не слышал ни об одном деле, возбужденном ФАС по поводу действий потребителей, и ни об одной жалобе от кого бы то ни было по поводу снижения цен из-за действий каких-то участников.

— Технически это делается совсем просто: достаточно добавить коэффициент 0,5 в соответствующую формулу. Никаких дополнительных ресурсов, на наш взгляд, не требуется. И это не наиболее радикальное предложение, а минимум, который сейчас регуляторы должны сделать для сохранения ситуации в пределах здравого смысла.

— В таком случае сократится выручка генерирующих компаний, но у них тоже есть обязательства.

Рентабельность в среднем составила 16%, суммарный объем денежных средств на счетах и депозитах вырос на 0,5 трлн руб., достигнув 840 млрд руб. И это неполная оценка, без Сибирской генерирующей компании (входит в СУЭК Андрея Мельниченко.— “Ъ” ), получившей по ДПМ около 160 млрд руб., данные по которой не раскрываются и в отчете ЦФР не учтены. Трудно, конечно, прожить на такие деньги, но я думаю, что какое-то время вполне возможно.

— В начале года произошла смена правительства, Юрий Борисов был назначен новым вице-премьером по ТЭКу. Как вы оцениваете его работу?

Как правительство хочет снизить платеж промышленности за электроэнергию

— Сейчас нет каких-то откровенно неразумных или откровенно пролоббированных какой-то заинтересованной группой решений. Пока все решения, принятые на уровне вице-премьера и аппарата правительства, свидетельствуют о том, что они стремятся максимально глубоко разобраться в теме и принимать решения взвешенно.

— Создается впечатление, что мнение потребителей стали учитывать меньше. Вы меньше участвуете в совещаниях на уровне правительства.

— Совещания сейчас не очень модный формат в связи с особыми эпидемиологическими обстоятельствами. Но мы не чувствуем, что наше мнение не учитывают. Наоборот, есть ощущение, что новое правительство и аппарат правительства прислушиваются к мнению всех стейкхолдеров, в том числе промышленности.

— Одно из поручений Юрия Борисова — провести ревизию всех надбавок в отрасли. Вы ожидаете каких-то конкретных практических решений после проведения анализа?

— Поручение предполагает именно анализ надбавок, и это правильный подход: чтобы чем-то управлять, надо сначала описать предмет. Анализ поручено сделать Минэнерго, оно попросило продлить срок до августа. Когда Минэнерго будет представлять результаты исследования, мы их увидим. Если Минэнерго забудет что-то включить в этот анализ, мы, конечно, поможем, добавим, расширим.

— Выход этой инициативы на финальную стадию пока неочевиден. Есть разногласия у федеральных органов исполнительной власти, пока этот процесс и дискуссия не завершены. С содержательной точки зрения этот проект не имеет никакого смысла, он направлен только на то, чтобы увеличить выручку сетей и платежи потребителей за передачу электроэнергии. Механизм не предусматривает снижение тарифов хоть для кого-нибудь.

Понятно, что дополнительно полученные деньги уйдут на покрытие так называемых выпадающих доходов регулируемой организации, правда, не всегда понятных и прозрачных. Возможно, в некоторых случаях что-то неэффективно сделали или деньги просто пропали. В итоге на одной чаше весов 40 млрд руб., которые сетям хочется быстро добавить к своему P&L (отчет о прибыли и убытках.— “Ъ” ), а на другой — дальнейшее существенное искажение системы регулирования тарифов без эффекта для экономики. С нашей точки зрения, в предложенном виде проект выглядит абсолютно неразумным.

Как правительство дало ход дифференциации тарифа ФСК

— В каком виде потребители готовы согласиться с этой реформой?

— Реформа предполагает льготный период на семь лет для потребителей, имеющих договоры о присоединении к ФСК. Много ли таких потребителей? Они не планируют сворачивать планы?

— Есть еще одна инициатива — ввести оплату резерва сетевой мощности с 2021 года.

— Как выглядят корректные оценки?

На самом деле оба проекта — по дифференциации тарифа ФСК и по оплате сетевого резерва — под дымовой завесой общих слов о справедливости нацелены на одно: сохранить котловую выручку сетей, установить заградительные барьеры от ухода потребителей к ФСК и строительства собственной генерации. Поскольку в результате их хозяйствования существующая энергетика для потребителя стала неприемлемо дорогой и устаревшей, они решили брать плату за выход.

— Каков ваш прогноз перехода промышленности на собственную генерацию на фоне этих инициатив?

— Есть такое устойчивое заблуждение у генераторов и отдельных чиновников Минэнерго, что они выполняют такую уникальную работу по строительству энергетики, а все остальное — это и не энергетика вовсе.

Но киловатты и мегаватты собственной генерации строятся ничуть не хуже, чем мегаватты по ДПМ (договоры поставки мощности.— “Ъ” ). Вся разница только в том, что предприятия строят свою генерацию за собственные же деньги, а большая энергетика строит свои объекты за счет потребителей.

При этом тенденция строительства распределенной генерации характерна не только для России и не только потому, что у нас дорогие сети.

В большинстве развитых стран переход на распределенную энергетику и на совершенно другую модель управления, производства и распределения энергии в значительной степени уже произошел, где-то этот процесс еще продолжается. Появляются распределенная генерация и системы хранения энергии, которые делают ненужными огромные резервы установленной мощности. Просто распределенная генерация совершенно не поддается привычному управлению сверху — это ее единственный недостаток с точки зрения прежних подходов к регулированию энергосистем.

— А какой может быть система управления?

— Как быстро окупается собственная генерация?

— Окупаемость составляет примерно три-четыре года, это зависит от региона и стоимости других источников энергии. Причем еще раз подчеркну, что дороговизна энергии из ЕЭС является существенным, но не единственным фактором для перехода на собственную генерацию.

Платежи бизнеса на строительство ТЭС превысили объем социальной поддержки

Согласно нашему анализу таможенных данных, за последние пять-семь лет в Россию было ввезено около 7–9 ГВт энергетического оборудования, не предназначенного для ДПМ-проектов. В ряде случаев это машины мощностью от 50–100 кВт до 2 МВт. То есть общая мощность генерации, ввезенной в Россию, сопоставима с установленной мощностью крупных генерирующих компаний, причем безо всякой оплаты со стороны рынка.

— Продолжается дискуссия вокруг нормативного резерва мощности в энергосистеме. Сибирские ученые применили новую модель расчета резерва и выяснили, что резерв превышен в три раза. Как относитесь к этим оценкам?

Я считаю, что расчеты института должны быть применены на практике. В противном случае выходит странная ситуация: люди, ответственные за регулирование, знают, сколько реально нужно резерва для системы, но для чего-то держат резерв в 2,5 или в 3 раза больше.

— Новый отбор проектов модернизации старых ТЭС с вводом в 2026 году пройдет с утяжелением — будут приниматься проекты только с комплексной заменой турбины и котельного оборудования. Потребители довольны переменами? Ждете ли качественных изменений проектов?

— История с ДПМ на модернизацию очень похожа на такую ситуацию: вот у нас много паровозов, поэтому давайте мы будем модернизировать свою систему путем их ремонта. Паровозы уже больше нигде не используются, но мы будем их ремонтировать.

— Что именно вы предлагаете?

— Реализовать разумный подход при принятии решения о модернизации, который основан на реальной загрузке этих модернизируемых станций. Единственные разумные причины для модернизации — увеличение КИУМ (коэффициент использования установленной мощности.— “Ъ” ) и уменьшение операционных затрат, чтобы станция стала конкурентной.

Как ТЭС впишут в платежки

В АТС посчитали: реализация проекта позволит снизить цены в первой ценовой зоне на 3,5%, или на 30 млрд руб. в год. То есть затраты потребителей на модернизацию Заинской ГРЭС составляют примерно 200 млрд руб., а экономия за период действия договора (16 лет) — больше 500 млрд руб. Срок окупаемости для потребителей — четыре-пять лет. Они просто предложили то, что имеет смысл с точки зрения нормальной логики, а не с точки зрения максимизации выручки и прибыли. Мы это горячо поддерживаем, но, к сожалению, наша система регулирования этого не поддерживает, поэтому правительству пришлось принимать по этому поводу специальные решения.

— Да, мы активно его поддерживаем. Он выстроен в той же логике, что и модернизация Заинской станции.

В энергетике интересы потребителя и интересы всех участников стратегически очень связаны.

— В отборе проектов на 2026 год как раз пройдет конкурс проектов по строительству энергоблоков с использованием экспериментальных газовых турбин с квотой на 2 ГВт. Если вы говорите про взгляд в будущее, может, тогда и эти проекты будете поддерживать?

— Конечно, нет. Во-первых, экономия потребителей в этой инициативе совсем не просматривается, наоборот, только рост платежей. Во-вторых, экспериментальные, как вы говорите, турбины из экспериментального же состояния никак не выберутся много лет. Вероятность того, что они почему-то выберутся из этого состояния в ближайшие годы, крайне низкая.

— Я сейчас профессионально занимаюсь технологическими стартапами в энергетике. Я не дал бы ни копейки денег на такой проект по двум причинам. Первое: нет никаких признаков того, что команда поменялась, произошел какой-то технологический прорыв. Если вы продолжаете все делать по-старому, то с вероятностью 100% получите тот же самый результат. Второе: рынок радикально изменился — никому не нужны большие газовые турбины. На самом деле газовые турбины большой мощности — архаика для современной энергетики. Из-за падения спроса Siemens и GE довольно серьезно сократили их производство. Да, газовые турбины большой мощности — это, наверное, один из самых сложных механизмов, созданных человечеством, но проблема в том, что этот механизм уже становится египетской пирамидой: никто сегодня не знает, как ее построить, но никому это и не надо. То же самое касается газовых турбин: у нас их продолжают экспериментально делать, а в мире они уже никому не нужны.

Главное, куда их ставить и продавать? Они ни на одном рынке не нужны, китайцы делают свои, а все остальные не планируют строить большие газовые турбины. Учитывая декарбонизацию европейской, американской и других энергосистем, и внешний рынок не просматривается. Получается, мы сейчас должны заплатить за эксперименты с этими газовыми турбинами, а потом нам скажут: турбина есть, давайте строить станции и снова какие-нибудь ДПМ? Это вбухивание огромного количества денег в изобретение велосипеда, на котором никто не будет ездить.

— Турбины нужны, чтобы строить блоки ПГУ, которые будут снижать цены на РСВ.

— У нас уже построено огромное количество ПГУ, загрузка которых 20% и ниже. Давайте мы сначала загрузим существующие блоки ПГУ, а потом подумаем. Вот институт Мелентьева спросим, сколько ПГУ и где надо построить.

— Так они и предлагают модернизировать так, чтобы увеличить загрузку и одновременно снизить цену для потребителей. В данном случае это самый осмысленный из проектов по модернизации, который мы знаем.

— А нужны ли на самом деле в России технологии ВИЭ?

— Как и везде: если они целесообразны и экономически эффективны.

— По какому механизму они могли бы развиваться, помимо ДПМ?

— По механизму ДПМ они развиваться в принципе не могут, потому что применительно к ВИЭ это вообще нонсенс. ДПМ — это договор о предоставлении мощности. Где, кто и какую мощность с ветряной станции предоставляет энергосистеме? Никакую, потому что определяется эта мощность чем угодно, но не волей человека, который подписал этот договор. Одно из прежних правительств без обсуждения выбрало какой-то подходящий способ собрать деньги, самым большим стратегическим минусом этого выбора стало ограничение на развитие ВИЭ в стране.

ВИЭ-станции будут штрафовать за импортное оборудование

— Евросоюз идет к введению углеродного налога на импорт. Помогут ли в этом случае российским экспортерам зеленые сертификаты?

— Зеленые сертификаты — штука хорошая, но при условии, что это не удваивает платеж потребителя. Сначала мы отнесли деньги генератору за мощность, а потом еще должны заплатить ему же за зеленый сертификат? Вообще-то, инвестор, собрав денег на строительство собственной станции, уже станцию продал. Ему надо определиться: либо финансировать в строительство станции, рассчитывая на продажу зеленых сертификатов, либо собирать деньги другим способом. Сертификат — чисто условная бумажка, которую в теории можно было бы приложить к экспортному контракту и избежать таможенной пошлины на въезде в Евросоюз. Но если генератор дважды продал одно и то же — большой вопрос, как это может работать на практике.

— В этом году в России принята энергетическая стратегия до 2035 года, несмотря на критику потребителей. Какие у вас претензии к документу?

Как Минэнерго подготовило стратегию развития отрасли

Главное, в документе нет рефлексии о том, что в рамках энергоперехода многие страны, в том числе наши соседи, уже в ближайшей перспективе планируют перейти к безуглеродной энергетике, а потом и декарбонизировать свои экономики. Для этого они развивают ВИЭ, водородные программы, системы хранения энергии. Да, некоторые из этих слов встречаются в нашей энергостратегии, но нет ни слова о механизмах и мерах, которые помогли бы возникновению и развитию новых технологий. Наша стратегия принята как теоретический документ и уйдет как теоретический документ. У страны, занимающей значительную долю в мировой торговле энергоносителями, должна же быть какая-то энергетическая стратегия. Теперь документ есть: по сути практического смысла он не имеет, но по форме очень похож на энергетическую стратегию.

— Сейчас обсуждается продление надбавки для выравнивания тарифов на Дальнем Востоке с исключением из механизма некоторых потребителей. Потребителей оптового рынка устроит механизм в таком виде?

— Когда вводилась эта надбавка, была некая программная логика: хотели сделать Дальний Восток инвестиционно привлекательным. Наверное, в тот момент было определено, что в регионе инвестиционная привлекательность вырастет благодаря сниженным тарифам. Предлагая продлить эту меру, логично проверить, насколько выросла инвестпривлекательность по итогам прошедших пяти лет. Стоит опубликовать этот результат, но никто даже не говорит об этом. Без такого анализа бессмысленно продлевать эксперимент.

— Потребители видят какие-то реальные механизмы для снижения перекрестного субсидирования в России?

Досье

Старченко Александр Григорьевич

Личное дело

В настоящее время отношения, связанные с осуществлением инвестиционной деятельности по вводу новых генерирующих мощностей регулируются Договором о предоставлении мощности (ДПМ). По условиям данного договора инвестор принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию объектов генерации взамен на гарантированное возмещение затрат через повышенную стоимость продаваемой мощности. При этом ДПМ предусматривает жесткие санкции за неисполнение или несвоевременное исполнение обязательств по поставке мощности. В статье рассматриваются меры ответственности, применяемые в отношении организаций, нарушивших условия ДПМ, основные принципы расчета штрафов, а также условия, при которых продавец по ДПМ освобождается от ответственности.

В конце февраля 2014 г. СМИ широко освещали вопрос применения санкций за просрочку ввода генерирующих объектов в эксплуатацию. По информации из открытых источников [1] , ряд компаний просрочили ввод энергообъектов больше чем на год. В связи с этим мощность, поставляемая через объекты, введенные упомянутыми компаниями в 2008–2010 г., будет продаваться не по цене, сформировавшейся при конкурентном отборе, а по более низкому тарифу. Причиной несвоевременного ввода мощностей послужил срыв сроков строительства подрядчиком.

Напомним, что в настоящее время на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее — оптовый рынок) применяется механизм, регулирующий инвестиционную деятельность по созданию (реконструкции) объектов генерации и обеспечивающий выполнение обязательств инвесторов по вводу генерирующих мощностей. Речь идет о Договоре о предоставлении мощности (ДПМ). По условиям ДПМ, продавец (генерирующая компания) принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию новых (реконструированных) объектов генерации взамен на гарантированное возмещение затрат на строительство упомянутых объектов через повышенную стоимость продаваемой мощности.

Попробуем более подробно разобраться в том, какие санкции и за какие нарушения предусмотрены условиями ДПМ, как формируется расчетная величина неустойки (штрафа), а также каковы условия, при которых продавец освобождается от ответственности.

ДПМ предусмотрено, что нарушение продавцом обязательства по поставке мощности в установленном количестве может выражаться в:

a) частичном невыполнении обязательства по поставке мощности объектом генерации в количестве, определенном в ДПМ (т. е. недопоставка мощности данного объекта генерации);

б) полном невыполнении обязательства по поставке мощности в установленном ДПМ количестве — в случае продажи продавцом или отчуждения им иным способом введенного в эксплуатацию аттестованного объекта генерации.

По условиям ДПМ в случае наступления даты начала фактической поставки мощности позже даты начала исполнения обязательства по поставке мощности согласно данному Договору, т. е. в случае если объем мощности, подлежащий поставке, будет равняться нулю, продавец считается просрочившим начало исполнения обязательства по поставке мощности. Фактически такая просрочка будет иметь место, если:

a) объект генерации по состоянию на дату начала исполнения обязательства по поставке мощности отсутствует как производственная единица;

б) объект генерации не введен в эксплуатацию, т. е. в отношении него не получено разрешение на ввод в эксплуатацию;

в) фактическое месторасположение и (или) фактические технические характеристики (параметры) генерирующего оборудования объекта генерации не соответствуют указанным ДПМ месторасположению или параметрам.

Следует отметить, что условиями ДПМ предусматривается установление предельной величины штрафа по всей совокупности обязательств, имеющихся в отношении соответствующего объекта генерации. Предельная величина, взимаемая с продавца, рассчитывается как 1/4 от произведения установленной мощности объекта генерации, указанной в ДПМ, расчетной цены продажи мощности указанного объекта и 180. Число 180 — это количество месяцев, соответствующих 15-летнему сроку окупаемости инвестированного в объект генерации капитала. Ежемесячная величина штрафа (неустойки) за каждый просроченный 1 МВт мощности объекта генерации рассчитывается как отношение предельной величины штрафа (скорректированной с учетом иных штрафов, оплаченных продавцом) к произведению установленной мощности объекта генерации и 120 (количество месяцев, соответствующих 10-летнему сроку действия ДПМ). При этом совокупный максимальный размер всех штрафов по заключенным в отношении объекта генерации договорам не может превысить скорректированную предельную величину штрафа — вне зависимости от длительности и количества нарушений. Таким образом, на основании вышеизложенного можно произвести примерную калькуляцию последствий в случае наступления просрочки срока поставки мощности.

Предположим, что по условиям ДПМ, продавец обязуется начать поставку мощности посредством создания и ввода в эксплуатацию генерирующего объекта мощностью 400 МВт. Для целей расчетов возьмем усредненную цену, устанавливаемую для продажи мощности по ДПМ, — 600 000 руб. за 1 МВт мощности.

a) Для начала необходимо рассчитать предельную величину штрафа:

400 × 600 000 × 180 / 4= 10 800 000 000 руб.

б) Таким образом, величина штрафа за 1 МВт недопоставленной мощности будет составлять в месяц:

10 800 000 000 / 400 × 120= 225 000 руб.

Можно заметить, что цифра 225 000 руб. составляет как раз те самые 37,5 % от 600 000 руб., т. е. от установленной цены мощности.

в) В конечном итоге сумма штрафа, налагаемая на генератора в случае просрочки поставки мощности посредством генерирующего объекта 400 МВт, составит:

225 000 × 400 = 90 000 000 руб. за каждый месяц просрочки.

Кто виноват и что делать

Продавец вправе однократно отложить на срок до одного года дату начала исполнения обязательств по поставке мощности в отношении одного или нескольких объектов генерации по ДПМ. Воспользоваться правом на отсрочку продавец может, письменно уведомив о своем намерении АТС и СО через ЦФР. Примечательно, что получение права на отсрочку возможно в любое время действия ДПМ без объяснения причин задержки, так как ДПМ не требует для этого согласия других сторон по Договору или предоставления каких бы то ни было документов, подтверждающих возникновение обстоятельств, при которых продавцу необходимо дополнительное время. Единственным условием является полное соблюдение процедуры уведомления АТС и СО. Так, письменное уведомление, содержащее срок планируемой отсрочки и новую дату начала поставки мощности, должно быть направлено не позже чем за 40 дней до даты опубликования официальной информации о проведении КОМ для года, в котором продавец обязуется начать поставку мощности.

Что касается случаев, когда продавец все же нарушил сроки по ДПМ, но такое нарушение вызвано исключительно неправомерными действиями третьих лиц, то пунктом 3.9 ДПМ предусмотрено, что просрочка начала поставки мощности не влечет применения мер ответственности к поставщику мощности, в случае если вызвана неисполнением или ненадлежащим исполнением:

a) сетевой организацией ее обязанностей по присоединению объекта генерации к электрической сети; и (или)

б) газораспределительной организацией ее обязанностей по присоединению к газовым сетям (в случае если основным топливом для объекта генерации является природный газ).

Не следует забывать, что, кроме внушительной суммы штрафных санкций в случае нарушения обязательств по ДПМ, продавец также несет финансовые потери, которые выражаются в неполучении прибыли за продажу мощности и электрической энергии. Зачастую сумма упущенной выручки превышает сумму штрафов. При этом в случаях, когда нарушения вызваны неправомерными действиями третьих лиц, не являющихся субъектами оптового рынка, продавец сталкивается с определенными трудностями при обращении в арбитражный суд с целью взыскания суммы упущенной выручки. Произвести самостоятельно расчет упущенной выручки и дополнительных обязательств — задача практически невыполнимая. Вдобавок суды крайне редко принимают подобные расчеты в качестве надлежащего доказательства при рассмотрении дел о взыскании упущенной выгоды на оптовом рынке.

В соответствии с Методикой указанными обстоятельствами могут являться:

§ неотложный ремонт генерирующего оборудования вследствие некачественно проведенного подрядной организацией ремонта;

§ невыполнение графика ремонта подрядной организацией;

§ низкое качество поставленного топлива;

§ несоответствие параметров генерирующего оборудования плановым вследствие брака поставленных сторонней организацией составных частей этого оборудования;

В настоящее время отсутствует положительная судебная практика относительно применения новой Методики для целей формирования доказательственной базы при обращении в арбитражный суд. Насколько реальной окажется схема взыскания убытков, возникших у участника оптового рынка по вине организаций, не являющихся субъектами оптового рынка, можно будет судить только по мере формирования соответствующей практики, которая будет зависеть в том числе от квалифицированности доводов и действий участника оптового рынка.

[2] Приказ ФСТ России от 21 марта 2011 г. № 73-э Об утверждении порядка определения цены на мощность генерирующих объектов участников оптового рынка электрической энергии (мощности), которые заключили договоры о предоставлении мощности, но не ввели в эксплуатацию хотя бы один из указанных в договоре генерирующих объектов в течение более чем 12 календарных месяцев по окончании срока, установленного в договоре порядок определения цены на мощность генерирующих объектов участников оптового рынка электрической энергии (мощности), которые заключили договоры о предоставлении мощности, но не ввели в эксплуатацию хотя бы один из указанных в договоре генерирующих объектов в течение более чем 12 календарных месяцев по окончании срока, установленного в договоре.

[3] Приказ ФСТ России от 12 марта 2014 г. № 57-э/1 Об утверждении цен на мощность генерирующих объектов, отнесенных на 1 января 2010 г. и (или) на 1 января 2008 г. к группам точек поставки, в отношении которых торговля электрической энергией либо электрической энергией и мощностью осуществлялась участником оптового рынка, в отношении которого в перечень генерирующих объектов, определяемый распоряжением Правительства Российской Федерации для заключения договоров о предоставлении мощности, был включен генерирующий объект, для которого действует договор о предоставлении мощности и предельный объем поставки мощности которого равен нулю в течение 12 месяцев

[4] Методика определения упущенной выручки и дополнительных обязательств в отношении отнесенной к ценовой зоне оптового рынка ГТП генерации участника от недопоставки электрической энергии и мощности на ОРЭМ по вине сторонних организаций, которые могут быть использованы участником ОРЭМ в качестве составляющих при определении упущенной выгоды и реального ущерба, от 31 августа 2012 г.

Давайте посмотрим на эту ситуацию глазами потребителей. Еще в советские времена благодаря реализации плана ГОЭЛРО стало привычным отношение к энергетике как к инфраструктуре, которая всегда, в любых внешних макро- и микроэкономических ситуациях, надёжно и бесперебойно обеспечивает гигакалориями и киловатт-часами. И всё это дёшево, а ещё лучше даром…

При этом все крупные производители, потребляющие большие объёмы электроэнергии, давно уже оперируют показателями дисконтированных денежных потоков (NPV) и сроками окупаемости инвестиций. Для энергетики же такой подход оставался непозволительной роскошью вплоть до 2007–2010 гг., когда была разработана и начата госпрограмма Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Именно она позволила поставить инвестиционный локомотив энергетики на разумные экономические рельсы. Но поскольку критика в адрес данной программы до сих пор не утихла, предлагаю проанализировать ее преимущества и недостатки и учесть их в новых механизмах привлечения инвестиций в модернизацию, которые называют ДПМ-2, или ДПМ-штрих.

Энергетика России десятилетие назад

Вспомним, что представляла собой энергосистема России на пороге масштабной реформы. В 2006–2007 гг. доля парогазовых установок в балансе мощности единой энергосистемы была ничтожной — порядка 2%. Блоки с использованием современных эффективных технологий можно было пересчитать по пальцам одной руки. Создавались они с использованием все тех же механизмов адресной поддержки, просто без громких названий.

К 2008 г. российская энергосистема отставала по технологическому развитию от аналогов в странах Западной Европы лет на пятнадцать-двадцать. Если сравнить структуру топливного баланса России и Италии, то окажется, что доля газа в общем объёме выработки электроэнергии двух стран, по данным Международного энергетического агентства (МЭА) и Минэнерго РФ, сегодня примерно равна 42–43% (диаграмма 1). Хотя на протяжении десятилетия в Италии она существенно колебалась (35–55%).

Диаграмма 1. Доля газа в объёме выработки электроэнергии в России и в Италии примерно одинакова, МВт-ч

Источник: Минэнерго РФ, МЭА, Electricity information, 2017

На начало 2008 г. по данным Системного оператора ЕЭС количество современных блоков газовой генерации в России было сопоставимо с Италией аж 1993 г. — 4,6 ГВт (диаграмма 2), то есть отставало на 15 лет; если же сравнивать в процентном соотношении к объёму тепловой генерации энергосистемы, то лаг увеличивался до 20 лет. Когда Европа начала активно внедрять более эффективные технологии в газовой генерации, в России продолжали выжимать ресурс из системы, построенной в 60-70-е гг. XX в., и экономить на тепловой генерации.

Диаграмма 2. Сравнение России и Италии по наличию прогрессивных технологий в газовой генерации (ПГУ+ГТУ) до и после реализации программы ДПМ, в МВт и процентах

ДПМ — потребителям

Но главное преимущество от реализации программы ДПМ для потребителей — это замедление темпов роста цен на электроэнергию по сравнению с темпами роста цен на топливо, а также снижение оплаты мощности по КОМ. Экономический эффект по этим двум статьям, по расчётам генерирующих компаний и экспертов рынка, превышает 2,5 трлн руб. с накопительным итогом.
Оптимально рассматривать первую ценовую зону оптового рынка, охватывающую европейскую часть России и Урал. Она в наибольшей степени трансформировалась с помощью современных технологий ПГУ и других, в том числе ВИЭ (диаграмма 3).

Диаграмма 3. Отставание цены РСВ от газа и платы по КОМ от инфляции в первой ценовой зоне ОРЭМ

Мультипликативный эффект для промышленности

ДПМ как эффективный инструмент будущего

В процессе реализации программы ДПМ был обновлён 31 ГВт мощности тепловой генерации. Это серьёзный успех для всей экономики России. Еще 74 ГВт ТЭС эксплуатируются с низкой эффективностью из-за давности сроков ввода и низкого КПД. Для общего понимания, наш уровень технологического обновления ТЭС соответствует уровню Италии образца 1998 г. — 19% ПГУ+ГТУ в общем объёме мощности ТЭС.
Имеет ли смысл в такой ситуации консервировать технологические отставания в энергосистеме России на перспективу? Оборудование с большим сроком эксплуатации стремительно стареет. Энергобезопасность предполагает, среди прочего, что средний возраст оборудования энергосистемы не должен превышать пятидесятилетний рубеж. По официальным данным, 50% мощностей ЕЭС России уже превысили порог в 40 лет, а 24% работают свыше 50 лет. Только за счёт программы ДПМ средний возраст мощности в стране остаётся на уровне 34 лет — без неё был бы старше (37,5 лет). При этом наша российская генерация уже старше немецкой на 11 лет и китайской — на 23 года. Без модернизации более 50% мощностей ЕЭС России переступят пятидесятилетний порог к 2029 г. Выходом в данной ситуации может стать программа ДПМ-2, предусматривающая модернизацию 40 ГВт тепловой генерации.
Системный оператор и Совет рынка провели имитационные торги (диаграмма 4). Их результаты уже освещались в прессе. Дополнительно хочу подчеркнуть лишь несколько аспектов:
∙ при заявленном к отбору объёме в 40 ГВт были поданы заявки на 58 ГВт. При правильно организованном процессе конкуренции можно получить неплохую вариативность выбора. Для этого необходимо определить те критерии отбора проектов, которые пропустят максимально востребованные энергосистемой блоки;
∙ программа ДПМ-2 с учетом негативного опыта размещения объектов генерации в местах с низким спросом предыдущей программы позволяет избежать этих ошибок, поскольку в условиях конкурса предусмотрен такой критерий отбора, как востребованность объекта на рынке электроэнергии;
∙ высвобождающиеся после завершения программы ДПМ средства при грамотном распределении и правильном администрировании позволят сохранить темпы роста цен на электроэнергию не выше уровня инфляции;
∙ результаты имитационных торгов позволяют очертить объем консолидированного заказа в рамках ДПМ-2 для отечественного энергомашиностроения: 255 паровых и 50 газовых турбин, 225 генераторов, 173 котлоагрегата, 176 трансформаторов и т. д. Остаётся проанализировать возможности и потенциал промышленности России, и результат может получиться не хуже, чем в своё время у Госплана СССР, с конкретным секторальным заказом на две пятилетки вперёд.

Диаграмма 4. Итоги имитационного отбора проектов по программе ДПМ-2: подано 388 заявок плановой мощностью 57 868 МВт

Источник: Данные Системного оператора

Диаграмма 5. Структура программы ДПМ-2 в части заказа промышленной продукции в России в расчёте на 300 комплектов

Диаграмма 6. Структура инвестиций в промышленность как мультипликативный эффект модернизации

Читайте также: