Nd-avtodrom.ru

НД Автодром
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Что такое программа ДПМ-2 и чем она обернется для энергетиков

ВЕКСЕЛЬ

Что такое программа ДМП-2 и чем она обернется для энергетиков

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.

ОРЭ – оптовый рынок электроэнергии

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%.

2. В рамках механизма «Рынок на сутки вперед» (РСВ). Это полноценный оптовый рынок с заявками от покупателей и поставщиков и индикацией рыночной цены. Оператор торгов ОАО «АТС». Пример ценообразования представлен ниже.

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.

За время действия первой программы ДПМ было обновлено около 15% всей установленной электрической мощности в РФ. За период 2008-2017 гг. было затрачено около 4 трлн руб. инвестиций.

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.

Инвестиционные контракты будут заключаться на 16 лет (против 10 лет по ДПМ — 1), из которых 15 лет компании будут получать повышенные платежи за обновленную мощность с гарантированной ставкой доходности, так называемые «платежи по ДПМ».

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.

Первый, так называемый «залповый» отбор заявок на модернизацию 11 ГВт должен пройти до конца ноября 2018 г. Сроки реализации проектов: до 2022-2024 гг. Далее каждый год будут отбираться проекты на 3-4 ГВт. Первые инвестиции по новой программе могут пойти уже в начале 2019 г.

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.

ОГК — 2. Примерно четверть всей установленной мощности могла бы поучаствовать в программе модернизации. На новую инвестпрограмму компания может направить порядка 170 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.

Вывод

По оценке менеджмента участвующих генерирующих компаний, новая программа ДПМ–2 будет полезной и выгодной в первую очередь самим компаниям. Соглашаются с этим и многие сторонние эксперты. Как мы видим, наибольший объем инвестиций может прийтись на Интер РАО. Также серьезно придется «вложиться» Мосэнерго и ОГК — 2. Меньше всего ДПМ — 2 может затронуть Юнипро и ТГК — 1, что в краткосрочном горизонте окажется, скорее позитивом.

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.

Мегаватты для будущего

С 2022 года в России может начаться масштабная модернизация теплогенерации за счет реализации программы, которая предварительно получила название ДПМ-2 или «ДПМ-штрих». Энергетики акцентируют внимание на том, что программа может повысить надежность энергосистемы и обеспечить заказами отечественное машиностроение, но крупные потребители не в восторге от того, что оплачивать модернизацию вновь придется им. К тому же, в программе пока не учитываются новые тенденции в энергетике.

Запрос на энергетический переход

Сегодня Россия стоит на пороге новой волны индустриализации, в ходе которой произойдет развитие крупных городов. Для того, чтобы обеспечить их электроэнергией потребуется соблюдение нескольких важных факторов: высокая концентрация энергетических мощностей, обладающих запасом прочности, занимающих небольшую площадь, обеспечивающих приемлемую стоимость присоединения к инфраструктуре и дифференцированную цену электроэнергии для разных групп потребителей.

Источник: Переток.ру

Деньги на программу

В ноябре 2017 года контуры новой программы модернизации энергетики одобрил президент России. Как писали журналисты РБК, речь фактически идет о новой программе на основе ДПМ (договоры о предоставлении мощности), которую предложил и начал реализовывать Анатолий Чубайс во время реформы РАО ЕЭС для привлечения инвесторов в энергетику.

ДПМ гарантировали инвесторам возврат инвестиций в течение десяти лет с доходностью примерно в 14%. В обмен инвесторы обязались в определенные сроки построить новые энергоблоки, а за срыв сроков — платить штрафы. Программа ДПМ позволила обновить около 15% всей установленной мощности электрогенерации в стране.

За получение энергии от новых энергоблоков промышленные потребители (крупнейшие предприятия) в течение всего срока окупаемости платили повышенный платеж. Однако теперь, когда первая программа ДПМ завершается, платеж для потребителей должен снизиться. Но Минэнерго предложило не делать этого, а деньги направить на модернизацию старых энергоблоков. «Проекты ДПМ сейчас в основном завершены, оставшиеся подходят к завершению, величина высвобождаемых средств с 2021 года будет составлять порядка 130–250 млрд руб. в год», — сообщил на совещании у президента в минувшем ноябре тогдашний министр энергетики Александр Новак.

Предполагается, что в 2030 году объем высвобождаемых средств составит около 1,5 трлн руб. Это позволит модернизировать около 40 ГВт энергомощностей. «При этом мы загрузим энергетическое машиностроение, строительный комплекс для решения этой задачи. Фокусом должна быть модернизация тепловой генерации», — отметил министр.

Объем работ

Сегодня энергогенерация в России и схожих по климату скандинавских странах — это преимущественно теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), производящие одновременно несколько продуктов: электроэнергию, отопление, горячую воду (и иногда холод для производственных нужд). Однако, анализ показывает, что большинство действующих ТЭЦ были введены в эксплуатацию в 70-е и 80-е годы XX века. В ближайшие десять лет они полностью выработают свой ресурс и должны быть либо выведены из эксплуатации, либо модернизированы.

По словам министра энергетики Александра Новака, в России старый парк генерирующего оборудования по сравнению с развитыми странами мира. «Более 30% оборудования старше 45 лет. Если ничего не делать, через 10 лет в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования или почти 50 тыс. МВт», объяснил он и заключил, что модернизация позволит продлить срок работы электростанций на 15–20 лет.

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

Выбывание энергомощности из-за старения (Источник — «Эксперт»)

Правила отбора новых проектов

В феврале 2018 года состоялось обсуждение параметров программы ДПМ-2 в Комитете по энергетике Госдумы в рамках круглого стола «Модернизация объектов электрогенерации: источники финансирования».

Отвечая на вопрос по параметрам отбора проектов, Минэнерго РФ называет ключевым конкурентный принцип, а также жесткое квотирование. На первом этапе предлагается ограничить ежегодный ввод мощности не более 4 ГВт во избежание резких скачков цены. Первыми будут модернизироваться самые старые станции — принять участие в отборе сможет лишь генерация, выработавшая ресурс не менее чем на 125% (то есть станция должна использоваться на 25% больше срока эксплуатации). Также учитывается показатель востребованности объекта (то есть, насколько получатели энергии приобретали ее именно на этом объекте) — на современном открытом конкурентном рынке это нетрудно отследить. Этот показатель за последние 2 года должен составлять не менее 60%.

Александр Новак также предложил обеспечить возврат вложенных инвестиций в период от 15 до 20 лет и ввести штрафы за несвоевременное и неполное исполнение обязательств по модернизации энергетики.

Шанс для отечественного машиностроения

Если предписать в типовых схемах модернизации отечественные решения — это позволит реализовать мультипликативный эффект реформы в развитии отечественного машиностроения.

В ходе выступления на круглом столе в Госдуме заместитель директора департамента Министерства промышленности и торговли Российской Федерации Олег Токарев отметил, что одним из важнейших должна быть значительная, до 80%, степень локализации оборудования ТЭС в целом, модернизирующихся по программе ДПМ-2: «Задачи значительного повышения экологичности и эффективности оборудования могут быть достигнуты через обязательство использовать только оборудование, соответствующее уже разработанным справочникам наилучших доступных технологий. Соответствующее российское оборудование уже существует и внесено в эти справочники».

Без оглядки на «интернет энергии»

Программа ДПМ-2 позволяет решить задачи улучшения существующей модели генерации энергии, но не предлагает ответы на вопросы развития системы с учетом общемировых тенденций.

Мы уже писали о новой концепции энергетики, которая активно осваивается в мире. Это так называемый «интернет энергии», в котором большинство потребителей является еще и поставщиками той же самой энергии. Если объяснять на примерах, то можно взять частный дом, оборудованный солнечными панелями. В течение дня он накапливает энергию и если хозяева тратят меньше, чем накоплено, то избытки они могут продавать на открытом рынке энергии. Если таких домов будет много, а рядом окажется крупный завод, то он может потребить энергию этих домов и отказаться от электричества с атомной станции. Но в случае затяжных дождей уже атомная станция может снабдить и завод, и дома электроэнергией, потому что не зависит от погодных условий.

Руководитель направления «Электроэнергетика» Энергетического центра СКОЛКОВО Алексей Хохлов акцентировал внимание участников круглого стола в Госдуме на недостаточном учете в рамках программы ДПМ-2 потенциала развития распределенной энергетики, или того самого «интернета энергии». «Складывается впечатление, что ни основные игроки отрасли, ни регуляторы в принципе не берут в расчет мировой тренд изменения парадигмы развития энергетики и роли в этом распределенной энергетики и других новых технологий. Они не учитывают их потенциала, выбирая путь наращивания мощностей традиционных крупных электростанций».

Источник: Переток.ру

Стратегический маневр российской энергетики

Российская электроэнергетика традиционно ориентирована на гарантированную надежность снабжения и резервирование мощностей для их оперативного подключения в случае ЧП. И эти задачи программа ДПМ-2 решает, но не отвечает на новые вызовы. О том, как это сделать подробно читайте в наших материалах.

Цифровая энергетика будущего. Часть 1. Трансформация / Как поставщики электроэнергии в России меняются под требованиями времени

Цифровая энергетика будущего. Часть 2. Окно энерговозможностей / Воспользуется ли российская энергетика шансом, который ей предоставил кризис

Что такое программа ДМП-2 и чем она обернется для энергетиков

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.

Читать еще:  Масло для дизеля: моторное масло для дизельных двигателей, характеристики, правила подбора

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.

ОРЭ – оптовый рынок электроэнергии

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%.

2. В рамках механизма «Рынок на сутки вперед» (РСВ). Это полноценный оптовый рынок с заявками от покупателей и поставщиков и индикацией рыночной цены. Оператор торгов ОАО «АТС». Пример ценообразования представлен ниже.

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.

За время действия первой программы ДПМ было обновлено около 15% всей установленной электрической мощности в РФ. За период 2008-2017 гг. было затрачено около 4 трлн руб. инвестиций.

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.

Инвестиционные контракты будут заключаться на 16 лет (против 10 лет по ДПМ-1), из которых 15 лет компании будут получать повышенные платежи за обновленную мощность с гарантированной ставкой доходности, так называемые «платежи по ДПМ».

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.

Первый, так называемый «залповый» отбор заявок на модернизацию 11 ГВт должен пройти до конца ноября 2018 г. Сроки реализации проектов: до 2022-2024 гг. Далее каждый год будут отбираться проекты на 3-4 ГВт. Первые инвестиции по новой программе могут пойти уже в начале 2019 г.

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.

ОГК-2. Примерно четверть всей установленной мощности могла бы поучаствовать в программе модернизации. На новую инвестпрограмму компания может направить порядка 170 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.

По оценке менеджмента участвующих генерирующих компаний, новая программа ДПМ–2 будет полезной и выгодной в первую очередь самим компаниям. Соглашаются с этим и многие сторонние эксперты. Как мы видим, наибольший объем инвестиций может прийтись на Интер РАО. Также серьезно придется «вложиться» Мосэнерго и ОГК-2. Меньше всего ДПМ-2 может затронуть Юнипро и ТГК-1, что в краткосрочном горизонте окажется, скорее позитивом.

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.

ДПМ-2: приоритеты, механизмы и «лазейки»

Эксперт-аналитик департамента исследований ТЭК ИПЕМ Алексей Фаддеев рассказал газете «Энергетика и промышленность России» о результатах, экономических эффектах и противоречиях программы ДПМ-2 и других механизмов развития электроэнергетики.

– В структуре оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) до настоящего времени большую долю занимают механизмы с низким уровнем конкуренции, – прокомментировал текущую ситуацию А. Фаддеев. – В структуре стоимости проданной на ОРЭМ электроэнергии и мощности на условно конкурентные механизмы (рынок «на сутки вперед», балансирующий рынок, конкурентный отбор мощности (КОМ)) приходится лишь 62 % (рис. 1). Остальная доля приходится на различные неконкурентные механизмы, созданные под отдельные задачи: так, регулируемые договоры обеспечивают ограничение роста цен для населения, договоры предоставления мощности (ДПМ) стимулируют строительство новых мощностей и так далее.

Серьезным этапом современных преобразований является программа ДПМ-2, от которой все ждут экономического эффекта. Если под программой ДПМ-2 подра­зумевается программа модернизации ТЭС, то она охватит 39 ГВт, что составляет около четверти мощностей ТЭС в ценовых зонах ЕЭС России.

В количественном отношении экономический эффект оценить затруднительно, но можно на качественном уровне выделить основные экономические аспекты этой программы, – пояснил эксперт. – Во-первых, реализация программы не приведет к существенному росту нагрузки на потребителей на рынке мощности. Стоимость мероприятий по модернизации составляет 11 тыс. руб. / кВт, что в разы ниже строительства новой генерации (для сравнения: согласно озвученным в СМИ данным, удельная стоимость новой парогазовой ТЭС в Тамани составит более 100 тыс. руб. / кВт). Если сравнить капитальные затраты по программе модернизации с ценами КОМ, то очевидно, что компенсировать эти затраты можно за 4,2 года в первой ценовой зоне и 6,5 года во второй ценовой зоне (табл. 1). При этом мы не учитываем необходимость компенсации постоянных эксплуатационных затрат, равно как и наличие прибыли у генерирующих компаний из других источников (тех же ДПМ ТЭС), так что ее можно признать репрезентативной. Возможность окупаемости проектов модернизации через КОМ ставит вопрос о необходимости программы модернизации как таковой.

Во-вторых, реализация программы приведет к росту цен на рынке «на сутки вперед», потому что в рамках программы блоки ТЭС будут выводиться на длительную модернизацию – от 6 до 36 месяцев. Известно, что по текущим результатам отборов в 2024 г. модернизации подлежат порядка 5 ГВт ТЭС (а это 3 % мощностей ТЭС в ценовых зонах ЕЭС России) (рис. 2), и далее эта цифра будет увеличиваться. При этом модернизируемые блоки имеют относительно высокий коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) (что является следствием установленных правил проведения конкурсных отборов). Это значит, что их временный вывод из работы приведет к загрузке менее эффективных станций.

В-третьих, основным критерием отбора проектов была минимальная цена производимой электроэнергии, поэтому модернизация неглубокая. Из 86 отобранных проектов только два предполагают использование парогазовых установок (ПГУ), которые отличаются высоким КПД. Как следствие, программа модернизации не обеспечит существенного повышения КПД ТЭС, как и ранее, когда за счет ПГУ рассчитывали нарастить КПД, однако известно, что в 2008‑2018 гг. удельный расход условного топлива на ТЭС России сократился с 338 до 314 г у. т. / кВт-ч). А ведь повышение КПД – это и снижение выбросов парниковых газов, и сокращение цен на рынке «на сутки вперед».

Таким образом, в краткосрочной перспективе программа модернизации вряд лишь окажет значимый эффект на экономику отрасли, но в долгосрочной перспективе эта программа создает риск консервации технического уровня генерирующих мощностей на технологиях прошлого века.

А будет ли пересмотр?

Стартовавшая программа уже вызвала споры в отраслевом сообществе, например, о том, что проекты «Интер РАО» не соответствуют стоимостным критериям ДПМ-2. Значит, есть необходимость в пересмотре условий?

– Конкретные компании обвинять бессмысленно, – заметил Алексей Фаддеев. – Условия отборов были изначально настроены под модернизацию старых КЭС, а у «Интер РАО» таких больше всего. Критика проектов по критерию стоимости с формальной точки зрения бессмысленна (критикуемые проекты прошли по решению Правкомиссии, а не по результатам отбора), но она отражает противоречивость программы в целом. С одной стороны, она анонсировалась как программа дешевой модернизации. С другой стороны, на таких условиях в программу не проходили проекты комплексной модернизации, поэтому был предусмотрен механизм Правкомиссии, в рамках которого критерий цены перестал быть единственным. Разумеется, в таком случае в программу стали входить более дорогостоящие проекты.

При этом, подчеркнул Фаддеев, текущие проекты пересмотру не подлежат, поскольку решение Правкомиссии по проектам на 2022‑2024 гг. уже закреплено распоряжением Правительства РФ, это возможно лишь в отношении проектов на 2025 г. Если это решение будет отменено, то главными проигравшими будут «Татэнерго» (Правкомиссией отобраны проекты на 850 МВт), «Интер РАО» (448 МВт) и «Сибирская генерирующая компания» (400 МВт). Названия конкретных компаний не так важны – важнее, что тогда из программы модернизации будет исключен один из двух проектов, предполагающих создание ПГУ (проект на Заинской ГРЭС).

В обход отбора

Еще одна важная цель программы ДПМ-2 – в замещении угольной генерации газовыми турбинами. Однако, по словам А. Фаддеева, не стоит на это рассчитывать. Дело в том, что для прохождения конкурсного отбора нужно два условия: наличие локализованной или отечественной газотурбинной установки (ГТУ) большой мощности и рост цен на природный газ (поскольку в случае дешевого газа рост КПД за счет сооружения ПГУ не компенсирует дороговизну оборудования).

– На сегодняшний день в России нет дешевой отечественной ГТУ большой мощности: «ОДК» обещают ее в 2021 г., «Силовые машины» – в 2023 г., – констатирует спикер. – Локализация же импортных газовых турбин (Siemens, GE или Ansaldo) затрудняется жесткими условиями по локализации: продукция должна быть локализована на 70 %. Причем полностью локализованы должны быть такие компоненты, как собственно турбина, схемы системы управления, система мониторинга и так далее. А когда в России появится отечественная или локализованная ГТУ большой мощности, большинство конкурсных отборов по модернизации ТЭС уже пройдет.

Единственной «лазейкой» для нелокализованных ГТУ большой мощности могли быть решения Правительственной комиссии по ТЭКу, которая может утвердить проект модернизации в обход конкурсного отбора, но эта квота уже почти выбрана. Из 5,9 ГВт мощностей, которые имеет право одобрить Правкомиссия, уже приняты решения на 4,6 ГВт мощностей. Таким образом, в лучшем случае в обход конкурса ГТУ могут установить еще на 1,3 ГВт ТЭС.

Алексей Фаддеев уверен, что основные противоречия программы в том, что неясны ее ориентиры – минимизация затрат для потребителей, даже за счет консервации технического уровня ТЭС или глубокая модернизация отрасли за счет дорогостоящих проектов. Однозначно, что необходим комплексный подход к регулированию электроэнергетического рынка, когда сначала устанавливаются приоритеты регулирования, а затем создаются новые механизмы регулирования или дорабатываются старые.

Подписывайтесь и следите за новостями и публикациями ИПЕМ в Телеграм-канале!

Почему ДПМ важны для энергетиков?

Программа ДПМ (договоров о поставке мощностей) была введена в России в 2010 г. для предотвращения прогнозируемого дефицита электроэнергии. Цель программы — обеспечить инвестирование в строительноство новых генерирующих мощностей и реновацию старых.

Дело в том, что рыночные тарифы на поставку мощностей (КОМ) слишком низкие для того, чтобы иметь возможность инвестировать в модернизацию мощностей. По ДПМ энергетики получают гарантированный возврат на свои инвестиции в мощности.

КАК ЭТО РАБОТАЕТ?

Генерирующая компания обязуется в указанный срок ввести в эксплуатацию определенный объем мощностей для генерации электроэнергии. За это в течение 10 последующих лет она получает гарантию возврата вложенных средств за счет продажи этих мощностей по более высоким тарифам (в 3–6 раз выше, чем по рынку). При этом задержка по срокам облагается санкциями.

Почему это важно для энергетиков

Остальные тарифы и издержки в электрогенерирующих компаниях стабильны, за счет этого продажи по ДМП оказывают значительное влияние на EBITDA и чистую прибыль. Таким образом, когда новый энергоблок вводится в эксплуатацию, рентабельность компании растет.

Читать еще:  Daewoo Nexia The Green Mile › Бортжурнал › Предохранители и реле Daewoo Nexia N100

Для наглядности тарифы поставки мощности по ДПМ Юнипро — сравните сами!

В 2019–2021 г. мощности по ДПМ будут выбывать, в связи с окончанием договоров, а значит рентабельность энергетиков пойдет на снижение. Это уже можно наблюдать на примере Мосэнерго: во 1П 2019 г. EBITDA -22,5% г/г (мы прогнозировали снижение на 21% г/г) в связи с тем, что во второй половине 2018 окончилось действие нескольких договоров по ДПМ.

При этом на 2022–2024 г. запланирована новая программа ДПМ-2. После проведения программы ДПМ-1 на рынке возник профицит мощности (прогноз по растущему спросу на электроэнергию не оправдался). Это дает возможность обновить старые генерирующие объекты (на период ремонтных работ объекты выводят из эксплуатации). Сейчас идет отбор объектов для модернизации на 2022–2024.

Соответственно, в ближайшие три года у энергетиков будут расти кап. затраты и снижаться доходы, а далее — по ходу ввода модернизированных объектов, рентабельность пойдет на восстановление.

Комитет по энергетике за разработку критериев отбора — ДПМ-2

В правительственных и экспертных кругах продолжается активная дискуссия по вопросам формирования стратегии модернизации электро- и теплогенерации. Предысторию в публикациях ЕА можно посмотреть по ссылкам в конце статьи.

19 февраля 2018 года состоялось очередное представительное обсуждение в Комитете по энергетике Госдумы в рамках круглого стола «Модернизация объектов электрогенерации: источники финансирования». Представляем пресс-релиз с сайта Государственной думы.

Программа модернизации объектов энергогенерации по схеме ДПМ-штрих требует тщательной разработки критериев отбора. Главные задачи, кроме требования продления ресурса – добиться повышения экономической и экологической эффективности генерации при соблюдении условия роста стоимости электроэнергии не выше инфляции.

Сегодня средний возврат оборудования в отрасли составляет 34 года, более 30% оборудования старше 45 лет. В ноябре 2017 г. по итогам совещания у Президента РФ была в целом одобрена новая программа модернизации на основе ДПМ (договоров на предоставление мощности), известная как ДПМ-штрих. Первая программа ДПМ, запущенная в ходе реформы электроэнергетики, позволила обновить около 15% всей установленной мощности электрогенерации в стране. Сейчас проекты ДПМ в основном завершены или подходят к завершению.

Открывая мероприятие, председатель комитета по энергетике Павел Завальный заявил:

«Прежде всего, важно определиться не просто с критериями отбора объектов для модернизации, но и с объемом мощностей, которые необходимы электроэнергетике для удовлетворения спроса на тепло и электроэнергию в среднесрочной перспективе, с учетом имеющейся на сегодня избыточной мощности и значительного потенциала развития распределенной энергетики. Мнения экспертов отрасли по этому вопросу расходятся. Нужно понять, какую конфигурацию генерации мы хотим получить, какое должно быть соотношение централизованной и распределенной энергетики, различных видов генерации, что делать с неэффективными мощностями, как и когда выводить их из употребления.

При этом важно определить критерии модернизации. Есть опасения, что программа в ее нынешнем виде даст продление ресурса крупных традиционных электростанций, но не принесет повышения эффективности. В наших условиях, когда энергоресурсы для генерации стоят значительно ниже, чем в той же Европе, а цена на энергию для конечных потребителей вполне сопоставима с европейской, прямого экономического смысла вкладываться в повышение эффективности у генераторов нет. На мой взгляд, обязательным условием вложения средств в модернизацию генерации по схеме ДПМ-штрих должно быть повышение ее экономической и экологической эффективности как минимум на 20% и более. Иначе конкуренция среди потенциальных участников будет идти по критерию меньшей цены, а не большей эффективности. Но такая модернизация за счет потребителя не имеет смысла».

Заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко отметил, что решение об использовании механизма ДПМ-штрих основано на тщательном анализе той рыночной среды, которая сложилась в результате реформы электроэнергетики:

«Конечно, в вопросе финансирования модернизации генерации можно идти более «правильным» рыночным путем, но результаты, ценовые последствия таких решений в условиях того несовершенного рынка, который мы имеем, боюсь, не устроят никого»

По мнению министерства, при консервативном сценарии развития спроса на электроэнергию риски возникновения дефицита могут появиться уже в 2023-25 годах. Объем необходимой модернизации составляет порядка 40 гВт. Величина средств, которые высвобождаются по программам ДПМ в действующих тарифах с 2021 года, и могут быть направлены на новую программу, оценивается Министерством энергетики в 3,5 трлн. руб. к 2035г. При этом необходимо в первую очередь финансировать модернизацию тепловой генерации, а все остальные виды – АЭС, ГЭС, станции на ВИЭ, должны быть допущены к программе по остаточному принципу.

Важно, чтобы в программе 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.

Ключевым условием запуска программы, поставленным Президентом РФ, является неувеличение платежей потребителей выше инфляции. По мнению министерства, речь идет о конечной цене на энергию, при этом стоимость энергии на оптовом рынке также не должна расти выше инфляции.

Заместитель начальника управления регулирования электроэнергетики ФАС России Максим Головин подчеркнул, чтодля соблюдения данного условия необходимо провести предварительную оценку социально-экономических последствий запуска программы ДПМ-штрих по годам, с учетом уже имеющихся нерыночных доплат (поддержка развития АЭС, ВИЭ, мусоросжигающих заводов, регионов Дальнего Востока и так далее).

Заместитель директора департамента Минэкономразвития РФ Андрей Габов озвучил ряд отличий в подходе его министерства к программе ДПМ-штрих. Прежде всего, по мнению Минэка, к программе должны быть допущены не только ТЭС, но и другие генераторы – АЭС, ГЭС, ВИЭ. Кроме того, министерство полагает, что конкурс проектов должен быть проведен по всем объектам сразу, чтоб добиться максимальной конкуренции, а к отбору проектов на этапе сравнения по капитальным затратам привлечь к их рассмотрению потребителей энергии.

Одной из наиболее острых тем для обсуждения на круглом столе стала тема критериев отбора проектов для участия в модернизации. Заместитель директора департамента Министерства промышленности и торговли Российской Федерации Олег Токарев отметил, что одним из важнейших должна быть значительная, до 80%, степень локализации оборудования ТЭС в целом, модернизирующихся по программе ДПМ-штрих. Задачи значительного повышения экологичности и эффективности оборудования могут быть достигнуты через обязательство использовать только оборудование, соответствующее уже разработанным справочникам наилучших доступных технологий. Соответствующее российское оборудование уже существует и внесено в эти справочники. Помимо прочего, использование данных критериев даст мультипликативный эффект и для смежных отраслей, прежде всего, энергетического машиностроения.

Заместитель директора Института проблем естественных монополий Александр Григорьев предложил обратить внимание на критерии отбора по виду топлива. Связано это, прежде всего, с теми рисками, которые возникают из-за снижения конкурентоспособности угольной генерации при имеющихся ценах на газ на внутреннем рынке и неразвитой межтопливной конкуренции. Иначе можно потерять угольную генерацию, что ощутимо ударит по угольной отрасли в целом и может привести к потенциальному росту социальной напряженности в угледобывающих регионах страны.

Генеральный директор НП Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев поставил под сомнение сам подход, при котором модернизацию генерирующих мощностей фактически вновь должны оплачивать не энергетические компании, а промышленные потребители. Генерирующий комплекс, по его мнению, имеет достаточные ресурсы для обновления мощностей в рамках действующих рыночных механизмов и значительный потенциал для повышения собственной эффективности. Сегодня уже существуют механизмы, которые позволяют поставщикам получать достаточные объемы маржинальной прибыли в секторах РСВ, КОМ и на рынках теплоснабжения, и некоторые из них уже проводят техническое перевооружение за их счёт. Дополнительные возможности для инвестиций в тепловую генерацию должна дать и утвержденная в прошлом году модель ценообразования по методу «альтернативной котельной». В предлагаемом виде, по мнению Василия Киселева, программа может негативно сказаться на стоимости электроэнергии для промышленных потребителей, а значит, конкурентоспособности российской экономики, привести к консервации технологической отсталости тепловой генерации, снижению привлекательности высокотехнологичных инвестиций в нее, а также будет способствовать ускорению ухода потребителей на собственную генерацию.

Руководитель направления «Электроэнергетика» Энергетического центра СКОЛКОВО Алексей Хохлов акцентировал внимание участников круглого стола на недостаточном учете потенциала развития распределенной энергетики. Складывается впечатление, что ни основные игроки отрасли, ни регуляторы в принципе не берут в расчет мировой тренд изменения парадигмы развития энергетики и роли в этом распределенной энергетики и других новых технологий. Они не учитывают их потенциала, выбирая путь наращивания мощностей традиционных крупных электростанций. По мнению Энергоцентра СКОЛКОВО, необходимо признать распределенную энергетику важным элементом развития электроэнергетики России, активно задействовать ее возможности в программах развития электроэнергетики регионов, проводить сравнительный анализ проектов по модернизации крупной генерации и развития распределенных энергетических ресурсов, включить соответствующие проекты в контур механизмов рынка мощности, а также снять барьеры и ограничения на пути создания и функционирования объектов распределенной энергетики.

Также в ходе круглого стола свою позицию по проблеме финансирования модернизации объектов генерации озвучили представители компаний отрасли: ПАО «РусГидро», ПАО «Россети», ПАО «Т Плюс», ПАО «Татэнерго», ООО «Газпромэнергохолдинг», ПАО ТГК-14, группы РЕНОВА.

Подводя итог дискуссии, первый заместитель председателя комитета по энергетике Сергей Есяков выразил надежду, что представители федеральных органов исполнительной власти прислушаются ко всем аргументам, высказанным участниками и экспертами отрасли, потребителями энергии, и значительно усовершенствуют перечень критериев отбора проектов для программ ДПМ-штрих, в том числе внеся в него участие инвесторов, собственников объектов генерации в программах модернизации не менее 50%, а также сделают акцент на процедурах реальной конкуренции. Только так можно будет решить основные задачи — добиться повышения экономической и экологической эффективности генерации при соблюдении условия роста стоимости электроэнергии не выше инфляции.

Итогом обсуждения проблем привлечения инвестиций в модернизацию объектов электрогенерации в рамках круглого стола станут детальные рекомендации комитета по энергетике в адрес профильных органов государственной власти.

Программы ДПМ и КОММод в электроэнергетике

Для российской электроэнергетики актуальна проблема устаревшего генерирующего оборудования, построенного еще в советское время. Дело в том, что в связи с низкими ценами на электроэнергию и мощность, генерирующим компаниям просто невыгодно обновлять или строить новое оборудование, требующее высоких капитальных затрат.

Для решения данной проблемы в 2010 году была запущена первая программа Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Целью данной инициативы являются стимулирование инвестиций в модернизацию оборудования для снижения издержек и повышения эффективности, а также строительство новых более современных генерирующих мощностей. Согласно ДПМ введенные в рамках программы новые мощности оплачиваются по повышенным тарифам в течение 10 лет для ДПМ ТЭС и 20 лет для ДПМ ГЭС, обеспечивая гарантированную окупаемость инвестиций и эксплуатационных расходов. На данный момент программа ДПМ завершена. Основной упор делался на обновление ТЭС, которые занимают основную долю генерирующих мощностей в российской электроэнергетике. За 2010-2020 гг. введено в эксплуатацию 136 энергоблоков ТЭС суммарной мощностью 30 ГВт.

Наибольшую выгоду от программы ДПМ получили «Интер РАО» и «ОГК-2».

С 2013 года действует также программа ДПМ ВИЭ, которая нацелена на генерирующие объекты, использующие возобновляемые источники энергии — СЭС, ВЭС и малые ГЭС. В рамках данной программы в период 2014-2024 гг. планируется ввести в эксплуатацию 228 объектов суммарной мощностью 5,5 ГВт.

Итоги ДПМ-1

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Выработка электроэнергии, млрд кВт∙ч

Потребление электроэнергии, млрд кВт∙ч

Максимум потребления мощности, ГВт

Установленная мощность, ГВт

В период действия программы ДПМ суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России увеличилась на 16,29%. Выработка и потребление электроэнергии за 10 лет выросли незначительно на 7,55% и 7,12% соответственно в связи с медленным темпами развития экономики РФ. В то же время пиковая нагрузка осталась практически без изменений. В итоге мощности стало слишком много, если в 2010 году максимум потребления мощности составлял 71% от общей установленной мощности, то в 2020 году — 62%. С другой стороны, переизбыток мощности дает возможность генерирующим компаниям без особых проблем выводить из эксплуатации старое и неэффективное оборудование. Так с 2010 было выведено из более 18 ГВт.

Несмотря на все усилия проблема устаревшего оборудования осталась, т.к. вместо замены старого оборудования строились новые объекты генерации. Россия занимает 4 место по выработке электроэнергии, но средний уровень технического состояния оставляет желать лучшего. Около половины всего генерирующего оборудования старше 40 лет, а 25% — старше 50 лет, а средний возраст составляет 34 года.

Из недостатков ДПМ ТЭС можно отметить то, что из-за отсутствия требований к локализации большая часть нового оборудования была иностранного производства, и привлеченные инвестиции уходили зарубеж. Но это дало толчок к развитию отечественного производства паровых турбин и турбогенераторов. Так появилась компания «Русские Газовые Турбины», которая принадлежит «Интер РАО», где совместно с американской компанией General Electric производятся локализованные газовые турбины.

Благодаря ДПМ в российской энергосистеме начался переход на современное и более эффективное генерирующее оборудование на ТЭС, а также началось строительство и ввод в эксплуатацию объектов «зеленой» генерации за счет ДПМ ВИЭ. Также программа ДПМ-1 внесла ощутимый вклад в поддержание роста акций генерирующих компаний. Поэтому окончание действия программы может оказать негативное влияние на котировки в связи сокращением поступления платежей за мощность по повышенным тарифам.

ДПМ-2 (КОММод)

Программа ДПМ-1 оказала позитивное влияние на состояние российской электроэнергетики, но не решила полностью все поставленные перед ней задачи. Проблема устаревшего оборудования все так же актуальна и, согласно оценке Минэнерго, в России в ближайшее время необходимо обновить или вывести из эксплуатации более половины генерирующих мощностей. Поэтому, учитывая все ошибки, в начале 2019 года Правительство РФ одобрило новую программу по отбору проектов для модернизации (КОММод) или ДПМ-2.

Какие отличия ДПМ-2 (КОММод) от ДПМ-1?

Отбор проектов осуществляется по следующей схеме: 85% по результатам конкурсного отбора на основе минимальных затрат на производство электроэнергии, а остальные 15% по решению Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики.

Главной задачей является замена (модернизация) старого оборудования, а не строительство новых объектов, поэтому при отборе проектов приоритет отдается старому оборудованию и имеются ограничения на изменение установленной мощности (от -50% до +20%).

Следующим критерием отбора является востребованность нового объекта генерации (более 40% дней в работе), чтобы не возникало простоя мощности из-за низкого спроса.

Также существует условие, при котором новое оборудование должно проработать не менее 15 лет — период заключения договора с увеличенной платой за новую мощность. У ДМП-1 этот срок составлял 10 лет.

В ДПМ-2 устанавливается нормативная доходность инвестиций на уровне 14%.

Еще одним из требований является локализация оборудования на уровне не менее 90%, что подстегнет российских производителей и будет являться серьезным стимулом для развития промышленности.

В ДПМ-2 отбор осуществляется системным оператором за 6 лет до года поставки мощности. Первый отбор проектов по КОММод на 2022-2024 гг. состоялся в апреле 2019 года, где были выбраны 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,6 ГВт: 2,2 ГВт в 2022 году, 3,6 ГВт в 2023 году и 2,8 ГВт в 2024 году. В 2025 году отобрали 25 проектов суммарной мощностью 4 ГВт и в 2026 году — 15 объектов суммарной мощностью 3,8 ГВт. В следующие годы также планирует отбирать около 4 ГВт мощности. Всего планируется модернизировать около 41 ГВт, что составляет почти 17% общей установленной мощности. В итоге предполагается, что программа КОММод будет осуществляться до 2031-2032 года.

В стиле энергомодерн

В России стартовала вторая часть программы модернизации энергомощностей.

Автор: Юрий Юдин

Первая часть программы­ – строительство – факти­чески завершилась в 2018 году. За 10 лет в рамках механизма договоров предоставления мощности (ДПМ) в стране было построено 30 ГВт новых мощностей (или около 15% общей мощности Единой энерго­системы (ЕЭС), оплачиваемых потребителями оптового рынка (ОРЭМ). Это позволило решить проблему наиболее изношенной генерации и повысить надежность ЕЭС. Однако время не стоит на месте, действующие ­электростанции также нуждаются в обновлении. Поэтому в 2019 году правительством была запущена вторая волна ДПМ – модернизация. Власти ­оценивают затраты генераторов в ходе нового инвестцикла в 3,5 трлн рублей. Львиная доля вкладываемых средств достанется поставщикам оборудования: поддержка отечественного машиностроения и локализа­ция передовых разработок – одни из ключевых задач программы. Минпромторг уже оценил объем заказа оборудования на первом этапе модернизации (2022–2024 годы) в 142 млрд рублей. Модернизации – окно возможностей, которым может воспользоваться и Атомэнергомаш, уверены в руководстве компании. Но для этого АЭМ придется поучаствовать в ост­рой конкурентной борьбе.


Ново-Иркутская ТЭЦ. Фото: Алена Гильмуллина / Фотобанк «Лори»

ДПМ-1: опыт признан успешным

Программа строительства новых мощностей в рамках ДПМ стартовала 10 лет назад при ликвидации единого РАО «ЕЭС России» (перестало существовать в июле 2008 года). Идея реформы заключалась в разделении генерации, сбытого и сетевого секторов для формирования конкуренции в первом и втором сегментах. Генерирующие мощности были разделены на крупные лоты (ОГК и ТГК) и проданы частным инвесторам, как российским, так и зарубежным. Покупая электростанции, новые собственники взяли на себя обязательства по строительству дополнительных энергоблоков: к тому моменту средний возраст оборудования в отрасли уже стал реальной угрозой надежности и бесперебойности энергоснабжения потребителей, энергетики зачастую эксплуатировали технику 1930–1940-х годов.

ДПМ гарантировал энерго­компаниям возврат инвестиций в течение 10 лет с доходностью, привязанной к доходности ОФЗ (примерно 14%). Для АЭС и ГЭС был введен аналог ДПМ – срок окупаемости инвестиций составил 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность – 10,5% годовых (против 14%), а затраты на строительство не нормировались, а рассчитывались из фактических.

В обмен инвесторы обязались в определенные сроки построить новые энергоблоки, а за срыв сроков – платить штрафы. Программа ДПМ позволила обновить около 30 ГВт мощностей, или 15% всей установленной мощности электрогенерации в стране, вложения энергетиков составили около 2 трлн рублей, отметил глава Минэнерго Александр Новак.

Большинство российских энергокомпаний, в числе которых оказался и Росэнергоатом (электро­энергетический дивизион Росатома), успешно справились с поставленными задачами.

Андрей Никипелов, генеральный директор АЭМ:

Программа модернизации российской энергетики открывает для нас новое окно возможностей. Нужно максимально эффективно использовать наши компетенции в тепловой энергетике, если надо – кооперироваться, выходить с комплексными предложениями, если есть такая ­­необходимость. Причем это задача не только ЗиО-Подольска как производителя оборудования для тепловой энергетики. Своя ниша есть у ­ЦНИИТМАШ, СвердНИИхиммаш и у других предприятий дивизиона.

Повышение цен для снижения затрат

За новые энергоблоки промышленные потребители в течение всего срока окупаемости платят повышенные спецнадбавки к цене мощности. По мере оплаты ДПМ платеж потребителей снижался, на рынке стали формироваться так называемые высвобождающиеся средства – раньше эти деньги потребителей шли на возврат вложений генераторов. Именно их власти решили перенаправить на модернизацию изношенных, но необходимых системе и востребованных потребителями энергоблоков.

Общая концепция программы модернизации ТЭС была одобрена президентом России Владимиром Путиным еще в конце 2017 года. Но если необходимость дальнейшего обновления стремительно устаревающей генерации у большинства экспертов рынка не вызывала сомнений, то конкретные условия программы жестко обсуждались участниками рынка. В окончательном виде программа ДПМ-2 была утверждена лишь год спустя.

Читать еще:  Замена и установка цепи ГРМ на автомобиле Chevrolet Niva


Иркутская ТЭЦ-10 (на этом и других фото — станции, попавшие в перечень проектов модернизации)

Для того чтобы энергетики могли провести наименее затратные мероприятия по обновлению оборудования, власти приняли решение повысить цены конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2022–2024 годы. Ранее отборы проводились на четыре года, в этом году КОМ будет проведен на шесть лет вперед. В указанные годы цена мощности будет проиндексирована на 20%, что даст генераторам дополнительно ­675–922 млрд рублей в 2022–2031 годах. Эти деньги позволят провести самые дешевые ремонты на электростанциях и сохранить на рынке часть изношенных ­мощностей.­ В 2022–2024 годах будет модернизировано 10,4 ГВт – 8,61 ГВт отобраны в рамках конкурса, еще 1,78 ГВт более дорогих (но необходимых энергосистеме) мощностей включены в программу по квоте Правительственной комиссии по развитию электроэнергетики. Отборы на 2025–2031 годы будут проводиться ежегодно – по 4 ГВт в год. Внутри квота делится между 1-й и 2-й ценовыми зонами в пропорции 80% на 20%.


Александр Новак
, министр энергетики России:

Средний возврат генерирующего оборудования в России составляет 34 года, более 30% оборудования старше 45 лет. Если ничего не делать, через 10 лет в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования, или почти 50 000 МВт.

Меньше рисков, больше инвестиций

Основным критерием отбора является минимальная удельная стоимость электроэнергии и мощности (расчетная одноставочная цена, LCOE) после модернизации. По итогам КОММод прогнозные цены оказались снижены на 30–40%, подчеркивал после конкурса Александр Новак. Срок окупаемости – 15 лет, договоры планируется заключать на 16 лет. Энергетики начнут получать повышенные платежи с рынка только после возвращения обновленных энергоблоков на рынок. При этом за непоставку мощности в срок энергетикам грозят существенные штрафы (25% от цены законтрактованной, но непоставленной мощности).

Первый КОММод на 2022–2024 годы уже состоялся: в начале апреля «Системный оператор ЕЭС» опубликовал предварительный перечень проектов, попадающих в программу модернизации ТЭС на 2022–2024 годы. В него вошли 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,61 ГВт. Объем поданных заявок составил почти 22 ГВт. Суммарный CAPEX отобранных проектов оставил 61,6 млрд рублей, что составляет лишь 3,62% от общей оценки затрат (1,7 трлн ­рублей), хотя на эти проекты приходится 26% рыночной квоты, или 22% всего ­объема программы.

29 мая список проектов на первую трехлетку был дополнен 1,78 ГВт по квоте правкомиссии, вложения в них составят уже 63,5 млрд рублей. Впрочем, даже с учетом превышения прогноза расходов по квотной части суммарная стоимость обновления мощностей в 2022–2024 годах окажется в три раза меньше расчетной – 125,1 млрд рублей против ожидавшихся 374 млрд рублей.

Программа модернизации окажет положительное влияние не только на состояние российской энергетики, но и на финансовые показатели многих компаний сектора, отмечали аналитики Fitch ­после утверждения программы. По оценкам экспертов международного рейтингового агентства, программа модернизации уменьшит риски снижения прибыли по мере завершения программы ДПМ и позволит привлечь инвестиции в сектор. Причем на основную часть смогут рассчитывать именно российские машиностроители.

Максим Орешкин, глава Минэкономразвития:

Основной результат новой программы ДПМ – уже случившееся в результате конкурсного отбора падение цен на 30–40% ниже ожиданий. Это наглядно показывает, что спрос на этот механизм на рынке очень высокий, при этом он позволяет существенно снижать расходы потребителей.

Выгодно всем

Власти не скрывают, что цель программы – не только обновление генерации в России, но и поддержка отечественных производителей энергооборудования.

«По итогам отборов проектов поставщики принимают на себя обязательства по поставке мощности в течение 16 лет, обеспечивающие надежность работы энергосистемы, а также по обязательному использованию в проектах модернизации локализованного оборудования, вкладывая деньги в российское энергетическое машиностроение, совокупные инвестиции в которое по итогам первых отборов составят порядка 142 млрд рублей», – заявили в Минпромторге после утверждения итогов залпового отбора.


Омская ТЭЦ-4

Таким образом, существенный объем заказов на разнообразное оборудование является крайне позитивным фактором для отечественных машиностроителей, в том числе и для предприятий АЭМ. Изготовители оборудования получают загрузку мощностей и возможность расширения линейки своей продукции под гарантированный спрос. Но естественно, что для победы на конкурсах недостаточно только иметь российскую юрисдикцию. Главное условие – быть быстрее и лучше конкурентов, как российских, так и зарубежных. А в совокупности это будет выгодно всем потребителям и пойдет на пользу российской экономике.

Первый «залп» программы ДПМ-2

В начале апреля был проведен первый «залповый» отбор проектов модернизации ТЭС по программе ДПМ-2, согласно которой в течение 10 лет будет обновлено 41 ГВт. При этом предусмотрено выделение 1,9 трлн руб. в качестве инвестиций.

С 1 по 2 апреля 2019 года осуществлялся прием ценовых заявок для участия в первом конкурсе. Главным критерием при отборе, по словам министра энергетики Александра Новака, является «минимизация стоимости энергии, вырабатываемой после реализации проектов, для потребителей».

Объекты выбирались сразу на три года с вводом модернизированных ТЭС в 2022–2024 годах (3 ГВт, 4 ГВт, 4 ГВт). По информации «Системного оператора Единой энергетической системы», который осуществлял мероприятия, связанные с конкурентным отбором модернизированных мощностей (КОММод), было подано 127 ценовых заявок (на 2022 год — 45 заявок, на 2023 год — 37, на 2024 год — 45) 28 участниками отбора в отношении 64 электростанций. Конкурс проводился между проектами первой (1 ЦЗ — Центр и Урал) и второй (2 ЦЗ — Сибирь) ценовыми зонами. Было определено, что объем мощностей между зонами должен быть поделен в пропорциях 80% для 1 ЦЗ и 20% для 2 ЦЗ. При этом проекты, которые не прошли КОММод, имеют шанс попасть в программу ДПМ-2 согласно решению правительственной комиссии по развитию энергетики. Квота правкомиссии — 15% (на момент сдачи номера в печать результаты отбора не были известны). В перечень объектов генерации, прошедших КОММод, вошли 30 проектов, установленная мощность которых составила 8,61 ГВт. Предварительное право модернизировать свои мощности получили компании: «Интер РАО» — 5,1 ГВт (60% квоты) и «Юнипро» — 1,66 ГВт (19%). «Иркутскэнерго» (входит в Еn+) — 735 МВт (9%), ГЭХ — 425 МВт (6%) и «Сибирская генерирующая компания» — 320 МВт (4%). Вне программы пока остаются «Т Плюс», «Квадра», «Фортум», «Энел Россия».

Согласно данным «Системного оператора Единой энергетической системы», 30 проектов (из 127 заявленных) суммарной установленной мощностью 8610 МВт, были распределены следующим образом:

на 2022 год:

  • в 1 ценовой зоне — 5 проектов суммарной установленной мощностью 1660 МВт;
  • во 2 ценовой зоне — 3 проекта суммарной установленной мощностью 504 МВт;

на 2023 год:

  • в 1 ценовой зоне — 7 проектов суммарной установленной мощностью 3006 МВт;
  • во 2 ценовой зоне — 4 проекта суммарной установленной мощностью 635 МВт;

на 2024 год:

  • в 1 ценовой зоне — 6 проектов суммарной установленной мощностью 2185 МВт;
  • во 2 ценовой зоне — 5 проектов суммарной установленной мощностью 620 МВт.

Эксперты посчитали, что в среднем предложение превысило объём годовой квоты в 2,8 раза. Наиболее острая конкуренция развернулась во второй ценовой зоне на 2022 год, где количество заявок в 4,4 раза превысило «спрос» на модернизацию; наименьший уровень конкуренции зафиксирован в 1‑й ЦЗ на 2023 год — 2,2. Большинство тех, кто прошел конкурсный отбор, 55,5% — будут модернизировать турбины ТЭС, 27% — займутся заменой котлового оборудования, 17,5% планируют обновить и турбины, и котлы.

В 1‑й ЦЗ генерирующие компании в основном нацелены на модернизацию турбин (2/3 всех заявок), котлы и турбины одновременно планируется заменить согласно 21% заявок, 11% — только котёл. В Сибири 60% проектов предполагают модернизацию котлов, остальное поделено между турбинами (30%) и комбинированным вариантом (10%).

Эксперты отмечают, что благодаря конкурсным процедурам расходы на модернизацию были снижены на 30–40% относительно плановых расценок. Таким образом, результаты первого конкурса развеяли опасения о недостаточном уровне конкуренции в ходе отбора проектов. Тем не менее некоторые участники рынка оказались недовольными итогами первого «залпа». Так, руководство компании ТГК-2, которая выдвигала на участие в КОММоде четыре проекта суммарной стоимостью 22 млрд руб. (из них ни один не прошёл), предложило пересмотреть результаты отбора, обосновывая свою позицию тем, что основной объём «залповой» квоты оказался распределён между конденсационными станциями (ГРЭС), а не ТЭЦ.

С предложениями о корректировке принципов отбора выступили и в «Фортуме», заявив, что реализация существующих проектов не ведёт к существенному росту эффективности генерации, поскольку основными бенефициарами программы стали крупные конденсационные блоки, которые и без обновления постепенно выводились бы, а не «наиболее эффективные станции в узлах потребления». При этом в программу модернизации в европейской части РФ и на Урале не вошли остро нуждающиеся в поддержке ТЭЦ и угольные ТЭС. По мнению же организаторов и других крупных игроков, все участники находились в равных условиях, которые озвучили заранее. Ключевым критерием стала именно финальная цена для потребителя после обновления мощностей. «Системный оператор» сообщил, что «диапазон изменения коэффициента эффективности отобранных генерирующих объектов — показателя, по которому осуществлялся отбор проектов модернизации, и характеризующего уровень одноставочной цены на электрическую энергию в период поставки, составил:

  • в 1 ценовой зоне — от 1600 до 1782,77;
  • во 2 ценовой зоне — от 1640,13 до 2227,07.

Заявки с уровнем одноставочной цены в 1,7–2 тыс. руб. за 1 МВт∙ч оказались ниже ожиданий в 2–2,3 тыс. руб. за 1 МВт∙час.

В Минэнерго планируют провести заседание правительственной комиссии по развитию энергетики, на которой будут рассмотрены остальные 15% ценовых заявок и приняты окончательные решения по перечню.

Ожидается, что на правкомиссии в ручном режиме отберут самые дорогие проекты общей мощностью до 1,65 ГВт.

  • О ТЭК
  • Продукты и услуги
  • Мероприятия
  • О нас
  • Контакты

Частичная или полная перепечатка материалов возможна только с письменного разрешения
ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России
Все права защищены и охраняются законом. © 2002-2021 ФГБУ «РЭА» Минэнерго
(ЦДУ ТЭК – филиал ФГБУ «РЭА» Минэнерго России) +7 (495) 950-86-09

«Значение программы ДПМ для российской энергетики сложно переоценить»

1 февраля в этом году стало знаковым днём для российской электроэнергетики. В этот день на оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) был выведен последний объект, построенный в России по программе договоров предоставления мощности. Воронежская ТЭЦ-1 «Квадры», введённая в этом году, стала 136-м генобъектом, построенным по ДПМ. За 10 лет в стране появилось почти 30 ГВт новых мощностей, средний коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) которых в 2019 году превысил 60%. Итоги программы ДПМ специально для «Перетока» подвёл председатель правления «Совета рынка» Максим Быстров.

С вводом объектов Воронежской ТЭЦ-1 завершилось строительство генерации по программе ДПМ. Сложно переоценить значение этой программы. Она стала завершающим этапом масштабной реформы электроэнергетики, стартовавшей в начале 2000-х годов, и заложила потенциал развития тепловой генерации в первые годы после реорганизации РАО «ЕЭС России». При реализации программы ДПМ в энергетику были привлечены огромные инвестиции, решена проблема дефицита в различных точках ЕЭС России, введено новое эффективное оборудование.

Напомню, что реформа стартовала в условиях полностью регулируемого рынка электроэнергии и наличия фактически одного мощного участника в лице вертикально интегрированной компании РАО «ЕЭС России», в ведении которой находилась большая часть генерирующих и сетевых активов в стране, сбыт и диспетчерское управление.

Целью реформы было создать условия для эффективного развития отрасли. Лучшим стимулом к развитию любого предприятия и оптимизации любого производства является прямая экономическая заинтересованность собственника в повышении эффективности его работы. Поэтому первоочередными задачами реформы стали передача активов надёжным собственникам и создание рыночных условий для функционирования отрасли. Таким образом, параллельно происходили два глобальных процесса – реорганизация вертикально интегрированных компаний с выделением генерирующих компаний, сбытов, сетей и переход от регулируемого рынка к конкурентному, создающему стимулы к повышению эффективности каждой из компаний.

Почва для самостоятельного функционирования и конкуренции вновь созданных компаний была подготовлена в 2006–2007 годах, после этого началась продажа генерирующих компаний частным инвесторам. В этот период потребление электроэнергии росло впечатляющими темпами, что на фоне старения генерирующих мощностей могло привести к энергодефициту, вплоть до регулярных веерных отключений (примером такого энергокризиса служит московский блэкаут 25 мая 2005 года). Назрела необходимость значительных инвестиций в генерацию, поэтому был нужен механизм, который стимулировал бы новых собственников генерирующих компаний осуществить такие инвестиции. В условиях только родившегося рынка с молодой инфраструктурой, в условиях новых собственников и новых правил игры подобный механизм должен был обеспечить гарантию реализации планов по развитию отрасли.

Таким стартовым толчком и гарантом дальнейшего развития электроэнергетики в новых условиях послужила программа ДПМ. Согласно условиям программы, новые собственники генерирующих компаний, приобретая их, получали вместе с этим обязательство выполнить планы по модернизации и строительству генерирующих объектов, сформированные ещё РАО ЕЭС. Перечень генерирующих объектов, подлежащих строительству и модернизации, был утверждён распоряжением Правительства РФ от 11 августа 2010 года (№ 1334-р).

Важным моментом для реализации задуманного была договорная конструкция ДПМ. С одной стороны, она должна была чётко зафиксировать обязательства генерирующих компаний по выполнению инвестиционной программы, с другой – гарантировать оплату мощности генерирующих объектов, которые по этой программе будут построены: по цене, обеспечивающей возврат инвестиций с определённой доходностью.

Оптимальная конструкция разрабатывалась очень тщательно, и только в конце 2010 года (то есть уже после того, как компании перешли к новым собственникам) были заключены договоры о предоставлении мощности. В итоге под понятием ДПМ подразумевается совокупность договоров: это агентский договор, заключаемый поставщиком с инфраструктурными организациями (ЦФР, «Совет рынка», АТС, СО ЕЭС), и договоры купли-продажи мощности, заключаемые со всеми покупателями – участниками оптового рынка. Мощность по ДПМ оплачивается покупателями в течение 10 лет по цене, которая обеспечивает окупаемость проекта за 15 лет. Это реализовано за счёт того, что в последние 4 года действия договора цена включает компенсацию будущей разницы цены КОМ (по которой поставщики начнут продавать мощность объектов после завершения программы ДПМ) и той цены, которую они бы дальше получали по ДПМ, если бы срок поставки по договору составлял 15 лет. Доходность на инвестированный капитал определяется исходя из базового значения (14% годовых) с учётом колебаний доходности долгосрочных (со сроком погашения около 10 лет) облигаций федерального займа. ДПМ предусматривает штрафы за нарушение сроков ввода генерирующих объектов в эксплуатацию.

Такая конструкция показала себя надёжной и, как оказалось впоследствии, очень привлекательной для поставщиков и банков, которые охотно кредитовали «под неё» генераторов.

Как уже говорилось, на завершающем этапе реформы ДПМ рассматривался как своего рода стимул к продолжению развития отрасли. Ожидалось, что это будет «одноразовая акция» и больше таких стимулов не потребуется. Подобные ожидания базировались на прогнозе, обещающем рост цен на топливо. При этом предполагалось, что новые станции, будучи гораздо эффективнее, чем старые, обеспечат получение маржинальной прибыли от продажи электроэнергии по рыночным ценам, достаточной для покрытия капитальных затрат на строительство и модернизацию. По факту же цены на топливо растут очень медленно, повышение эффективности станции не даёт ожидаемого экономического эффекта собственнику, и «премии за эффективность» недостаточно, чтобы компенсировать значительный объём капитальных вложений. Из-за этого всё чаще речь заходит о новых применениях разработанной для ДПМ конструкции. Она уже применяется в программе поддержки ВИЭ, а программу модернизации тепловой генерации часто называют ДПМ-2. К сожалению, в качестве источника финансирования этих программ выступает рынок мощности, что порождает новые проблемы.

Что же касается содержательной части программы ДПМ, то, на удивление, она претерпела довольно мало изменений, если говорить о перечне объектов, зафиксированных в распоряжении правительства. Да, были незначительные изменения, замена площадок, но ничего существенного: исключено два генерирующих объекта совокупной мощностью около 500 МВт, площадки заменены в отношении 10 объектов (суммарно около 2,5 ГВт).

И самое важное в том, что большая часть программы, несмотря на задержки ввода, в итоге реализована.

Реализация программы ДПМ привела к росту надёжности энергосистемы: число регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения сократилось вдвое относительно аналогичного показателя 2010 года.

Цифры и факты

Всего в рамках ДПМ было введено 136 объектов, из них 91 новый и 45 модернизированных

Что такое программа ДПМ-2 и чем она обернется для энергетиков

  • EcoGas
  • EcoGas в Белоруссии
  • Вакансии
  • Газификация России
  • «Газпром» в Башкортостане
  • «Газпром» на Байкале
  • «Газпром» на Кубани
  • «Газпром» на Южном полюсе
  • Газпромвидео
  • Газпром Футбол
  • Газпром-энергия (на иностранных языках)
  • Горно-туристический центр ПАО «Газпром»
  • Информаторий
  • Корпоративный конкурс «Факел»
  • Межгосударственный технический комитет по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»
  • Моя энергия
  • Музей истории «Мосэнерго»
  • Реализация непрофильных активов
  • Родные города
  • «Северный поток»
  • «Северный поток — 2»
  • Сеть АГНКС «Газпрома»
  • Сеть удостоверяющих центров
  • Система добровольной сертификации «ИНТЕРГАЗСЕРТ»
  • Спартакиада ПАО «Газпром»
  • Технический комитет по стандартизации «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»
  • Технический комитет по стандартизации ТК 52 «Природный и сжиженные газы»
  • «Турецкий поток»
  • Авиапредприятие «Газпром авиа» (ООО)
  • Ачимгаз (АО)
  • Востокгазпром (ОАО)
  • Газпром бытовые системы (АО)
  • Газпром ВНИИГАЗ (ООО)
  • Газпром газнадзор (ООО)
  • Газпром газобезопасность (ООО)
  • Газпром газомоторное топливо (ООО)
  • Газпром газонефтепродукт холдинг (ООО)
  • Газпром газораспределение (АО)
  • Газпром геотехнологии (ООО)
  • Газпром добыча Астрахань (ООО)
  • Газпром добыча Иркутск (ООО)
  • Газпром добыча Краснодар (ООО)
  • Газпром добыча Кузнецк (ООО)
  • Газпром добыча Надым (ООО)
  • Газпром добыча Ноябрьск (ООО)
  • Газпром добыча Оренбург (ООО)
  • Газпром добыча Уренгой (ООО)
  • Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск (ООО)
  • Газпром добыча Ямбург (ООО)
  • Газпром закупки (АО)
  • Газпром инвест (ООО)
  • Газпром инвестпроект (ООО)
  • Газпром инвестхолдинг (ООО)
  • Газпром информ (ООО)
  • Газпром капитал (ООО)
  • Газпром комплектация (ООО)
  • Газпром космические системы (АО)
  • Газпром межрегионгаз (ООО)
  • Газпром МКС (ООО)
  • Газпром недра (ООО)
  • Газпром нефтехим Салават (ООО)
  • Газпром нефть (ПАО)
  • Газпром оргэнергогаз (АО)
  • Газпром охрана ЧОП (ООО)
  • Газпром переработка (ООО)
  • Газпром переработка Благовещенск (ООО)
  • Газпром подземремонт Уренгой (ООО)
  • Газпром проектирование (ООО)
  • Газпром промгаз (АО)
  • Газпром ПХГ (ООО)
  • Газпром социнвест (ООО)
  • Газпром СПГ Владивосток (ООО)
  • Газпром СПГ Портовая (ООО)
  • Газпром спецгазавтотранс (ПАО)
  • Газпром СтройТЭК Салават (АО)
  • Газпром телеком (ООО)
  • Газпром трансгаз Волгоград (ООО)
  • Газпром трансгаз Грозный (ООО)
  • Газпром трансгаз Екатеринбург (ООО)
  • Газпром трансгаз Казань (ООО)
  • Газпром трансгаз Краснодар (ООО)
  • Газпром трансгаз Махачкала (ООО)
  • Газпром трансгаз Москва (ООО)
  • Газпром трансгаз Нижний Новгород (ООО)
  • Газпром трансгаз Самара (ООО)
  • Газпром трансгаз Санкт-Петербург (ООО)
  • Газпром трансгаз Саратов (ООО)
  • Газпром трансгаз Ставрополь (ООО)
  • Газпром трансгаз Сургут (ООО)
  • Газпром трансгаз Томск (ООО)
  • Газпром трансгаз Уфа (ООО)
  • Газпром трансгаз Ухта (ООО)
  • Газпром трансгаз Чайковский (ООО)
  • Газпром трансгаз Югорск (ООО)
  • Газпром транссервис (ООО)
  • Газпром флот (ООО)
  • Газпром центрремонт (ООО)
  • Газпром центрэнергогаз (АО)
  • Газпром экспо (ООО)
  • Газпром экспорт (ООО)
  • Газпром энерго (ООО)
  • Газпромвьет (ООО)
  • Газпромтранс (ООО)
  • Газпромтрубинвест (ОАО)
  • Дальтрансгаз (АО)
  • ДРАГА (АО)
  • Красноярскгазпром нефтегазпроект (ООО)
  • Лазурная (ООО)
  • Международный бизнес-аэропорт Остафьево
  • Мосэнерго (ПАО)
  • МОЭК (ПАО)
  • НИИгазэкономика (ООО)
  • Новоуренгойский газохимический комплекс (ООО)
  • ОГК-2 (ПАО)
  • Росшельф (ЗАО)
  • Севернефтегазпром (ОАО)
  • СевКавНИПИгаз (АО)
  • ТГК-1 (ПАО)
  • Учебный центр ПАО «Газпром»
  • ЦентрКаспнефтегаз (ООО)
  • 15 мая 2018

ДПМ-2: драйвер роста или обуза для потребителей?

Источник: Минэнерго РФ, МЭА, Electricity information, 2017

Источник: Системный оператор ЕЭС России, Евростат http://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_113a&lang=en

Источник: расчеты «Газпром энергохолдинга»

Источник: Данные Системного оператора

Источник: расчёты «Газпром энергохолдинга» на основе реализации проекта на ТЭЦ-22 «Мосэнерго» с использованием ПСУ-295 Уральского турбинного завода

Автор: Павел ШАЦКИЙ, первый заместитель генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг»

Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector