20 февраля 2018 года состоялся круглый стол на тему ««ДПМ на модернизацию: проблемы, необходимость, вызовы». Организаторами выступили медиахолдинг «Эксперт» совместно с Агентством стратегических инициатив и секцией по законодательному регулированию энергоэффективности Государственной думы.

В круглом столе приняли участие:

• Кравченко Вячеслав Михайлович, заместитель Министра энергетики Российской Федерации.
• Зубарев Виктор Владиславович, член комитета Государственной Думы Российской Федерации по энергетике, член комиссии по контролю за достоверностью сведений о доходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера, представляемых депутатами Государственной Думы.
• Голомолзин Анатолий Николаевич, заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы Российской Федерации.
• Вологжанин Дмитрий Евгеньевич, директор Ассоциации "Совет производителей энергии".
• Киселев Василий Николаевич, директор НП "Сообщество потребителей энергии".

и другие эксперты в области энергетики.

В конце 2017 года Президент Российской федерации Владимир Путин дал поручение модернизировать инфраструктуру электроэнергетики в России. При этом нужно сделать так, чтобы «рост тарифа не превышал инфляцию». Правительство, деловые сообщества и региональные власти на различных площадках начали обсуждать новую программу модернизации энергетики.

Основная дискуссия касалась взаимосвязи существующей модели конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также процедуры отбора мощности для модернизации генерирующей инфраструктуры. Также обсуждалась финансовая схема по привлечению инвестиций в модернизацию генерирующей инфраструктуры, ожидаемые экономические и технические результаты от программы ДПМ на модернизацию.

Заместитель Министра энергетики Вячеслав Кравченко сообщил, что Минэнерго России представил программу. Она основана на механизме ДПМ и предполагает отдать приоритет модернизации тепловой генерации. В результате сегодня закладывается порядка 1,5 трлн рублей на модернизацию теплогенерации, а всего на комплексную модернизацию необходимо около 3,5 трлн рублей.

Согласен с заместителем Министра и представитель компании «Квадра» Евгений Жадовец, по его мнению, модернизация отрасли нужна, вопроса это у теплогенерации не вызывает - это позволит восстановить парковый ресурс, улучшить технико-экономические показатели, эффекты для промышленности.

Анатолий Голомолзин, заместитель руководителя ФАС отметил, что официальной позиции ведомства по данному вопросу пока нет. Тем не менее вопрос нужно рассматривать в комплексе - т.е. не только в обновлении генерации, а необходимо добавить расшивку узких мест в сетях, плюс энергосбережение у потребителей. И тогда уже спрашивать, сколько мы готовы платить за мощность на рынке электроэнергии. Новые технологии типа интернета энергии кардинально меняют ситуацию и технологически, и экономически, нельзя это упускать, говоря о программе модернизации на 15 лет, простая замена старого оборудования на новое не пройдет.

Первый заместитель генерального директора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов считает, что сейчас ведется разработка модели национальной энергетики на 2050 год, на этом горизонте необходимо принимаемыми сегодня решениями обеспечить ее эффективность. Если посчитать деньги, то это 1,5 трлн. рублей до 2030 года, но при учете срока жизни этого оборудования (как минимум 15 лет) 2030 год - середина жизненного цикла, и мы говорим о суммах порядка 3 трлн. рублей. Это сопоставимо с ДПМ-1, это немалые деньги. На эти деньги надо ставить более дерзкие задачи, чем сегодня, не просто латать изношенные дыры.

Василий Киселев, директор ассоциации НП «Сообщество потребителей энергии» отметил, что сами промпредприятия очень активно занимаются модернизацией и понимают необходимость в модернизации электроэнергетики, но выступают против предложений Минэнерго России. Генерация могла бы продолжать вести модернизацию за свой счет - механизмами РСВ, КОМ. Странно слышать, что на модернизацию нет денег, если некоторые умудряются скупать конкурентов.

Александр Вилесов, представитель компании «Т-Плюс» отметил, что сегодня цена на КОМ покрывает текущие затраты, но не дает возможности модернизироваться. Кроме того, надо смотреть совокупные затраты на срок функционирования, это выгодно потребителю. При этом нет смысла смотреть дольше, чем на 15 лет вперед, так как изменится профиль потребления, технологии, да и банки не дадут таких долгих денег.

Риски технологического отставания от развитых стран, экологические вопросы и громадный потенциал по применению технологий ВИЭ стимулируют российское правительство к первым шагам по созданию отрасли возобновляемой энергетики в России, в то время как весь остальной мир уже находится на траектории устойчивого роста новой отрасли.

Первая попытка создания нормативно-правовых основ для развития ВИЭ в РФ была предпринята в 1999 году, но тогда соответствующий закон был отклонен по причине политического и экономического кризиса. Только через 8 лет, в 2007 году, были приняты поправки в Федеральный закон «Об электроэнергетике», где в качестве одной из мер поддержки возобновляемой энергии предлагалось выплачивать ценовые надбавки к равновесной цене электроэнергии на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ).

Но этот механизм так и не заработал на практике в силу юридических и технических сложностей реализации и возможного влияния на цены для потребителей. Впоследствии он был заменен на механизм договоров о предоставлении мощности генерирующих объектов возобновляемых источников энергии (ДПМ ВИЭ), с помощью которых объекты ВИЭ ежемесячно получают фиксированную плату за установленную мощность, что существенно отличается от схем поддержки используемых в большинстве стран мира.

Создание этого механизма стало возможным в силу особенностей российского рынка, где наряду с выработанной электроэнергией оплачивается и установленная мощность электростанций. Кроме того, российское правительство, используя эту особенность, контролирует объем мощности ВИЭ, а также устанавливает среднесрочный ценовой показатель по предельным капитальным затратам и минимально допустимый уровень коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) энергоустановок, что позволяет минимизировать влияние на цену электроэнергии для потребителей. Фактически для создания системы поддержки понадобилось долгих 14 лет, за которые в мире было построено более 60% функционирующих сегодня объектов ВИЭ. Пока мы готовили документы, в мире сформировалось целая отрасль возобновляемой энергетики.

В 2013 году был принят механизм стимулирования использования возобновляемых источников энергии на ОРЭМ, а цель по доле ВИЭ в электроэнергетике была установлена на уровне 2,5% к 2024 году. Хотя на фоне достижений и общемировой динамики развития ВИЭ планы России смотрятся более чем скромно, все же старт внедрению возобновляемой энергетики в нашей стране был дан, но с очень серьезным опозданием и существенным отличием от целевых показателей зарубежных стран по доле ВИЭ в энергобалансе в средне- и долгосрочной перспективе.

Принятые инициативы стали первым этапом внедрения и развития возобновляемой энергетики в нашей стране. Но эти меры государственной поддержки сложнее мировых аналогов и уже недостаточны для широкомасштабного внедрения ВИЭ: локализационные требования высокие, а мощности, выставляемые на конкурсы, в разы ниже, чем в других странах.

Сама по себе идея локализации не является уникальной – это стандартное требование многих национальных программ поддержки ВИЭ, однако, в Бразилии и Турции, например, предлагается внедрять локализацию для освоения больших рынков. Если общий объем проектов возобновляемой энергетики в России предлагается довести до уровня в 5,5 ГВт, то в Бразилии и Турции только в ветроэнергетических проектах инвесторы могут построить не менее 15 ГВт и 20 ГВт соответственно.

Разумеется, для крупных вендоров на больших объемах стоимость локализации менее ощутима и целесообразна в силу эффекта масштаба производства. Создание локализационных производств требует больших стартовых инвестиций, которые придется распределить на относительно малый объем продукции, что напрямую влияет на рост себестоимости российских ветротурбин. Даже здесь с крупными игроками рынка с объемом ввода объектов возобновляемой энергетики до 10 ГВт/год мы по-разному смотрим на развитие рынка.

Достаточно жесткое требование в России к обеспечению уровня локализации производимого оборудования ВИЭ, по мнению участников рынка, является серьезным барьером. Например, для ветрогенерации данный показатель увеличивается ступенчато с 25% в 2016 году до уже 65% в 2019 году (рисунок 2). Фактически, для рынка ВИЭ России, который по объемам микроскопически мал по сравнению с другими странами, глобальные вендоры, которые владеют технологиями, а также российские технологические партнеры должны развернуть полноценную отрасль производства компонентов генерирующих установок возобновляемой энергетики в кратчайшие сроки.

Учитывая сложности с достижением целевой степени локализации оборудования, инвесторы также принимают на себя и значительные риски в случае невыполнения такого условия: к ним применяются значительные штрафные коэффициенты к расчетной величине платы за мощность (для ВЭС – 0,45, для СЭС – 0,35). Это существенно ухудшает экономику проектов и практически ведет к потере средств инвесторов. Тем не менее, при всех сложностях реализации программы, шаг в направлении развития возобновляемой энергетики в нашей стране сделан, что гораздо лучше, чем просто стоять на месте.

Специфика российской действительности заставляет внутренних и внешних инвесторов брать на себя необоснованно высокие риски развития ВИЭ в нашей стране. Это может послужить стимулом для финансирования проектов в других странах со стабильной стратегией поддержки, использующей отработанные во всем мире механизмы. Чтобы не упустить открывающиеся перед Россией возможности сформировать совершенно новую индустрию возобновляемой энергетики с ясными перспективами и огромным потенциалом, необходимо постоянно держать руку на пульсе рынка.

Со стороны органов власти необходимо совершенствовать систему поддержки, учитывая опыт других стран и мнения основных игроков, создавать бизнес механизмы поддержки ВИЭ и формировать устойчивую саморегулируемую динамично развивающуюся систему, где сам рынок будет задавать темп внедрения возобновляемой энергетики в России без особой необходимости преодолевать регулятивные и процедурные барьеры.

Огромное влияние на экономику проектов ВИЭ в России оказывает тот факт, что существующие нормы технического регулирования делают невозможным прогнозирование сроков согласования проектной документации, реализации проектных решений, что ведет к существенному, неоправданному удорожанию проектов строительства новых видов генерации, в частности ветроэнергетических станций.

Одной из ключевых проблем является то, что в соответствии с действующими нормами к ветротурбинам, которые представляют собой весьма высокую конструкцию (башня турбины – не менее 80-90 м, а также лопасть длиной 50-60 м), предъявляются требования как к высотным зданиям и сооружениям (как например, небоскребы Москва-сити или дымовые трубы). В результате такого подхода типовой проект ветропарка (как это фактически происходит за рубежом) превращается в объект, требующий отдельного детального рассмотрения, с предъявлением нерелевантных требований по обеспечению устойчивости конструктивных элементов, заимствованных из высотного строительства. Это приводит к тому, что фундаменты российских ветропарков обойдутся инвестору в 1,5-2 раза дороже, чем в Европе, вследствие необходимости перепроектирования и перерасхода материалов, а на прохождение согласований может потребоваться 2-3 дополнительных месяца.

Характерная для российской энергетики деталь – 100% резервирование на случай ремонтов основной линии дает почти двукратное завышение стоимости решений по выдаче мощности по сравнению с европейскими проектами. Но ВИЭ в силу своей специфики в принципе не могут гарантировать постоянное производство электроэнергии – ветер то есть, то нет. В случае ремонтных ситуаций проще было бы временно приостановить станцию, чем сооружать еще одну дорогостоящую линию электропередач.

Так как ВЭС по действующим нормам – это промышленное предприятие, то согласно строительным нормам проектирования автодорог на территории предприятия должны быть проложены дороги, соответствующие по качеству дорогам общего пользования – широкие, асфальтированные, с насыпью и водоотводными канавами, и трубами дренажа, знаками и дорожной разметкой. И это для тех дорог, которые фактически будут загружены только в момент строительства ВЭС. В период эксплуатации по ним будет ездить разве что пара легковых автомобилей с персоналом ветростанций. Поэтому в практике строительства зарубежных ВЭС используются гравийные и даже грунтовые дороги, если они обладают необходимой несущей способностью. Что в разы дешевле асфальта, и совершенно не влияет на безопасность эксплуатации ветропарков.

Перспектива масштабного строительства проектов ВИЭ в РФ требует от российских профильных ведомств пересмотреть действующие нормативно-правовые акты, относящиеся к сфере строительства и эксплуатации объектов, чтобы привести их в соответствие с принятыми международными практиками и стандартами, с целью исключения избыточных требований и неоправданного завышения стоимости строительства объектов ВИЭ.

На столь небольшом по мировым меркам рынке Российской Федерации возобновляемая энергетика в среднесрочной перспективе не успеет достигнуть уровней стоимостной конкурентоспособности с традиционными видами генерации, паритета по LCOE (паритет нормированной стоимости электроэнергии).

По оценкам экспертов, это произойдет в период 2025-2030 годы, то есть соответствующие рыночные стимулы для внедрения возобновляемой энергетики в РФ сформируются только после окончания программы ДПМ ВИЭ – после 2024 года. Продление мер поддержки – жизненно важное решение для данной отрасли.

Для возобновляемой энергетики нужен долгосрочный сигнал, что данное направление в нашей стране будет и дальше развиваться за горизонтом 2024 года. Но простой расчет показывает, что уже на начальном этапе – на уровне программных документов, регулирующих энергетическую политику России, очевидно расхождение в целях и задачах развития ВИЭ.

Согласно Энергостратегии к 2035 году в Российской Федерации должно появиться 8,5 ГВт генерирующих объектов ВИЭ, из которых 5,5 ГВт уже будет введено к 2024 году. Таким образом, темпы ввода новых объектов (3 ГВт за период 2024-2035 годах) после окончания программы будут снижаться. Это означает, что созданные по программе ДПМ мощности с потенциалом выпуска до 800 МВт/год объектов ВИЭ (500 МВт/год ветряных, 300 МВт/год солнечных электростанций) и способные обеспечить не менее 10 ГВт прироста ВИЭ в России, в период 2024-2035 годы будут не загружены полностью или будут простаивать.

Это совершенно недопустимо для рынка возобновляемой энергетики, который будет развиваться в мире опережающими темпами ближайшие десятилетия. Нужно не только сохранить, но и увеличить в РФ динамику внедрения ВИЭ за горизонтом 2024 года. Мы не можем стоять в стороне от происходящего процесса трансформации мировой энергетики, драйвером которого являются возобновляемые источники энергии. Не обращать внимания на очередной тренд развития мировой энергетики, как это произошло со сланцевой революцией, переформатировавшей глобальные энергетические рынки, мы себе позволить не можем. Когда развитые страны уже прошли первый этап и вышли на иную траекторию развития, мы еще находимся в стадии принятия решения: быть ли широкомасштабному внедрению ВИЭ в России или нет.

Но даже на начальном этапе развития возобновляемой энергетики Российская Федерация обладает необходимым научно-техническим и промышленным потенциалом почти по всем технологиям ВИЭ. Нам есть, что предложить миру: новые конструкции, современные материалы, силовая электроника, системы управления, программное обеспечение, технологии строительства и так далее, мы можем быть конкурентоспособны в этих направлениях. Россия может и должна быть интегрирована в глобальную цепочку добавленной стоимости в отрасли ВИЭ, быть ее частью.

Опыт таких стран, как Испания, Индия, Китай и другие, показывает, что трансфер передовых технологий возобновляемой энергетики послужит катализатором дальнейшего интенсивного развития отрасли ВИЭ, обладающей большим мультипликативным эффектом: создания новых высокотехнологичных рабочих мест, снижения выбросов загрязняющих веществ, экономии на потреблении энергоресурсов, стимулирования спроса на отечественную продукцию машиностроения и услуги по строительству генерирующих объектов.

Развивая ВИЭ, мы создаем в России параллельно две новые высокотехнологичные отрасли: производство оборудования и машиностроение для возобновляемой энергетики, а также строительство и эксплуатация подобных объектов. Единственным правильным решением в этом случае будет отбросить все сомнения и создавать масштабную и перспективную отрасль возобновляемой энергетики, нарабатывать и развивать компетенции в этой области, встраиваться в глобальные производственные цепочки и быть одним из основных игроков на мировом рынке ВИЭ.

«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.

Генерирующие компании добились принципиального согласия Владимира Путина на новый десятилетний этап инвестиций в отрасль за счет потребителей. В итоге может быть модернизировано от 40 до 100 ГВт мощности, в зависимости от выбранного варианта, что обойдется не менее чем в 1,5 трлн руб. Хотя Владимир Путин упомянул, что затраты на модернизацию не должны стать дополнительным бременем для потребителей, те считают, что решение о модернизации неминуемо обернется для них ростом нагрузки.

Минэнерго получило принципиальное согласие Владимира Путина на запуск программы модернизации электростанций. По итогам совещания глава Минэнерго Александр Новак сообщил, что принято решение в ближайшее время подготовить правовую базу, «чтобы реализовать новую десятилетнюю масштабную программу привлечения инвестиций в электроэнергетический комплекс». Он отметил, что средний возраст электростанций составляет 34 года, более 30% всего оборудования - старше 45 лет. Через десять лет, по его словам, в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования, или почти 50 ГВт. Модернизация сможет продлить сроки работы электростанций на 15–20 лет.

Программа модернизации должна продолжить волну массовых вводов новых энергоблоков по программе договоров на поставку мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций в строительство электростанций за счет повышенных платежей потребителей). ДПМ запущен в 2010 году и был обязателен для генкомпаний, проданных при реформе РАО «ЕЭС России». Позже аналог ДПМ ввели и для ГЭС «РусГидро» и АЭС «Росэнергоатома», а также для возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Всего по программе ДПМ должно быть введено около 40 ГВт новых объектов. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, инвестиции в ДПМ составили около 800 млрд руб. Текущий годовой платеж по ДПМ в размере 260 млрд руб. начнет снижаться в этом году и к 2025 году сократится до 45 млрд руб., а к концу 2020-х годов - обнулится (после возврата инвестиций ДПМ-мощности относят к «старой» генерации, плата резко снижается).

Крупные генкомпании уже давно лоббировали продление программы ДПМ (механизм «ДПМ-штрих», но для модернизации) и другие варианты реинвестирования денежного потока от ДПМ. По их мнению, текущая плата за мощность не обеспечивает окупаемость модернизации станций. Как именно будет реализована новая программа ДПМ, пока неясно, Минэнерго на совещании озвучило две схемы.

Первая - это направление 1,5 трлн руб., высвобождающихся после завершения ДПМ, на оплату обновления станций через конкурсы и заключение инвестконтрактов. Речь, по сути, как раз идет о механизме «ДПМ-штрих», среди его ключевых параметров, по словам господина Новака: разумная доходность в привязке к ОФЗ, начало возврата инвестиций только по окончании модернизации, штрафы за несвоевременное исполнение обязательств, определение типовых технических решений и эталонов стоимости работ. Это позволит обновить около 40 ГВт мощности до 2030 года. Второй способ - продлить сроки долгосрочных конкурентных отборов мощности (КОМ) с четырех до шести лет, увеличив ценовой коридор отборов. Это приведет к росту платы потребителей за мощность и поможет модернизировать до 100 ГВт.

Владимир Путин на совещании подчеркнул, что инвестиции в модернизацию «должны привести к снижению операционных расходов», то есть капзатраты «не должны ложиться на плечи потребителей, бизнеса, граждан, социальных и государственных учреждений». Глава «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев считает, что предложения Минэнерго прямо противоречат этому указанию. «Любое нерыночное привлечение инвестиций через заявленное Минэнерго изменение нормативной базы неизбежно приведет к чувствительному росту финансовой нагрузки на потребителей, поскольку постоянно вводимые нерыночные надбавки уже поглотили все доступные ресурсы на долгие годы вперед»,- отметил он. По оценке потребителей, с 2018 по 2028 годы их плата за мощность даже без учета модернизации вырастет до 6,8 трлн руб. за счет дополнительной нагрузки от проектов ВИЭ, мусоросжигающих заводов и других нерыночных надбавок.

Как отмечает Наталья Порохова, первый вариант Минэнерго действительно может «уложиться» по расходам в объем текущих платежей по ДПМ, чего будет достаточно для модернизации 40 ГВт. Второй вариант потребует дополнительно еще 100–200 млрд руб. «в зависимости от того, что понимается под ростом цен». Ранее генкомпании оценивали, что для модернизации достаточно поднять цену КОМ на 6% к 2021 году, до 160 тыс. руб. за МВт в первой ценовой зоне оптового рынка (европейская часть РФ и Урал). По их подсчетам, к 2035 году нужно модернизировать до 70 ГВт, затратив на это до 1,2 трлн руб.

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/

Похожие статьи