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.
Эксперты предупреждают: к 2020 году 48 процентов теплогенерирующих мощностей УрФО достигнут паркового ресурса. Наиболее напряженная ситуация сложилась в Свердловской и Тюменской областях, где через два года 52 и 64 процента мощностей ТЭЦ дойдут до критического показателя выработки. Возможно, ситуацию позволит исправить программа модернизации энергетических мощностей, которую сейчас дорабатывают на федеральном уровне.
Модернизация 2.0
В ее основе - хорошо зарекомендовавший себя при строительстве новых станций механизм ДПМ (договоры о предоставлении мощности), который гарантировал энергетикам возврат средств за счет включения инвестиционной составляющей в стоимость их продукции. Программа ДПМ, запущенная в процессе реформы электроэнергетики, позволила ввести десятки объектов и обновить около 15 процентов электрической генерации в стране. Сейчас проекты в основном реализованы. Так, в Свердловской области последний завершен в 2016 году - сдана в эксплуатацию станция "Академическая" в Екатеринбурге.
Теперь объем платежей, включаемых в цену мощности для потребителей, начинает сокращаться. Модернизацию планируется проводить как раз за счет этих высвобождающихся средств.
Новый проект получил название "ДПМ-штрих" или "ДПМ-2", его цель - стимулировать собственников проводить модернизацию старых станций. Предлагается механизм гарантированных инвестиций, когда субсидирование реконструкции отдельных генерирующих объектов осуществляется на конкурсной основе. Сейчас правительство РФ формулирует принципы отбора проектов для участия в программе до 2030 года. Предполагается, что их реализация может начаться после 2022 года.
Важно, что есть понимание: необходимо сосредоточиться на теплофикационных мощностях. В этом принципиальное отличие от программы ДПМ-1, сфокусированной исключительно на электрическом рынке, - отмечает директор по экономике и тепловым узлам компании "Т Плюс" Александр Вилесов. - Мы рассчитываем на участие в новом проекте, у компании порядка трех гигаватт мощностей, относительно которых нужно принять решение в ближайшее время - выводить их из эксплуатации или модернизировать.
В энергокомпаниях пока не называют конкретных объектов, ведь состав ДПМ-2, а также стоимостные параметры будут прорабатываться после утверждения документации на новую программу.
Первая программа ДПМ позволила ввести десятки объектов и обновить около 15 процентов электрической генерации в стране
Впрочем, даже навскидку можно назвать на территории Уральского округа ряд станций, куда гипотетически могли бы пойти средства ДПМ-2. Например, в Свердловской области продолжают работать три объекта-"ветерана": Свердловская ТЭЦ, пущенная в эксплуатацию в 1932 году, Богословская (1944) и Первоуральская (1956). На Южном Урале с 1942-го трудится Челябинская ТЭЦ-1, в Тюмени ТЭЦ-1 - 1960 "года рождения". Однако далеко не факт, что модернизировать собственники решат именно их.
Восстановить нельзя закрыть
При выборе объектов необходимы два фильтра. Первый - рыночный, то есть предстоит определить, хватает на модернизацию денег или нет. Второй фильтр - энергобезопасность: действительно ли этот объект необходим энергосистеме. Соответственно, если не нужен и его можно вывести из эксплуатации, то надо выводить как неэффективное оборудование. Это позволит рационально использовать деньги потребителей и предотвратить дефицит в энергосистеме, - считает директор по реализации электрической энергии компании "Фортум" Альфред Ягафаров.
Именно о рациональном и продуманном распределении средств говорят многие региональные эксперты. Так, первый заместитель гендиректора "Татэнерго" Айрат Сабирзанов считает, что инвестиции в изношенное оборудование не имеют смысла.
Цель программы - продление жизни теплоэлектростанций на 15-20 лет при минимизации стоимости. Но фактически, с учетом сроков окончания ДПМ-1 и цикла жизни оборудования, сейчас ведется разработка модели национальной энергетики на 2050 год. На этом горизонте надо как-то обеспечить ее эффективность сегодняшними решениями, - говорит он.
А предлагаемые решения большой эффективностью не отличаются, считает Сабирзанов. Так, удельный расход топлива на действующих ТЭЦ в среднем составляет 335 граммов на киловатт-час, на парогазовых установках немного меньше - 180-250 граммов условного топлива. Это довольно много. Дело в том, что технологии, которые сейчас в работе, создавались в первой половине ХХ века и уже не отвечают требованиям времени.
Программа ДПМ-2 предусматривает немалые вложения: до 2030 года речь идет о сумме порядка трех триллионов рублей. На эти деньги можно решить более дерзкие задачи, чем простое латание дыр. Пора согласиться, что некоторое оборудование из имеющегося сегодня поддерживать не надо, лучше переходить на новые, более эффективные технологии, - заявляет эксперт.
Стимулирование массового продления ресурса паросиловых блоков за счет потребителей приведет к углублению технологического отставания отрасли, считает и директор "Сообщества потребителей энергии" Василий Киселев. Он предлагает обратиться к опыту Европы, где государство поддерживает развитие возобновляемой и распределенной энергетики, развивает передовые технологии хранения энергии, целенаправленно сокращает угольную генерацию.
Уральский энергомаш испытывает сильное давление со стороны иностранных конкурентов: сбрасывая цены на этапе продажи, западные компании отыгрывают свое на сервисе
Мы можем долго продлевать парковый ресурс генерирующего оборудования, но неэффективный парогазовый цикл придется "кормить". Не надо закабалять экономику, поэтому мы предлагаем генерирующим компаниям проводить модернизацию на собственные средства, а не стоять с протянутой рукой, - говорит Киселев.
Свою машину не тянут
Если ДПМ-2 приведет к росту тарифа для промышленных потребителей, не будет ничего хорошего. Значит, должны внедряться энергосберегающие технологии. Это означает, что параллельно нужны инвестиции в энергетическое машиностроение, - говорит заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко. - Опыт показал: если эта отрасль не будет восстановлена, нам придется зависеть от иностранных поставщиков, которые подвержены политическому влиянию.
Представители уральского энергомаша признают, что испытывают сильное давление со стороны иностранных конкурентов: например, на конкурсах, проводимых за рубежом, демпинг по отношению к российским производителям может составлять от 30 до 40 процентов. Однако, сбрасывая цены на этапе продажи, западные компании отыгрывают свое на сервисе.
Сегодня мы позаботились о том, чтобы к моменту запуска программы ДМП-2 наши заказчики обладали набором технических решений, который позволяет провести глубокую модернизацию, - отмечает представитель Уральского турбинного завода Ольга Старшинова. - Но важно, чтобы российская энергетика, развиваясь, учитывала возможности отечественного машиностроения. Пока же наш завод живет в основном за счет заказов для Беларуси, Казахстана и Монголии.
При этом производители оборудования подчеркивают, что модернизация ТЭЦ должна быть более объемной, чем предусматривают разработанные сейчас проекты.
Типовые модели, по которым идет расчет, - это не глубокая модернизация, - отмечает Старшинова. - Например, согласно проектам, реконструкция турбины соответствует всего лишь капитальному ремонту и не позволит станции служить, как новой, еще 15-20 лет. Мы видим, что в идеале необходимо менять и инфраструктуру: электротехническое и вспомогательное оборудование, схемы выдачи мощности и так далее.
Друзья часто спрашивают меня, что такое рынок мощности? Чтобы каждый раз не рассказывать одно и то же, решил сделать краткое описание, как говорится — «на пальцах».
Во-первых, мощность — это товар. Немного странный товар, но тем не менее так. Представьте себе, что стоит Электростанция (ЭС, Станция), которая может вырабатывать, например 100 мегаватт электроэнергии (ЭЭ) в час. Т.е. вырабатывать электрический ток определенной силы и напряжения, которые будучи перемноженными друг на друга как раз и дадут эти 100 МВт. Вот эти мегаватты и являются рыночным товаром. Даже если Станция не работает, этот товар, тем не менее, продается и покупается на рынке мощности, и владельцу Станции капают деньги! Просто за то что у него есть Станция, способная вырабатывать кондиционный электрический ток. На самом деле так не бывает, т.е. Станции почти никогда не проставивают, а работают и производят два других типа товара — электрическую и тепловую энергию. Но речь не о них, а о товаре «мощность».
Идем дальше. Пусть С1 — это множество всех Электростанций, существующих в настоящий момент, а также и тех, которые будут построены в обозримом будущем. Да да, мы их всех перечисляем в явном виде и включаем в множество С1.
Теперь разобъем множество С1 на три подмножества:
- (С1-1) — электростанции которые нужно построить (ДПМ)
- (С1-2) — существующие в настоящий момент рентабельные ЭС (КОМ)
- (С1-3) — существующие в настоящий момент нерентабельные ЭС (ВР)
Что это за электростанции из подмножества С1-1, которые нужно построить? Очень просто. Кто-то сделал разумный прогноз развития России и посчитал, что, например, через 20 лет стране понадобится X мегаватт ЭЭ. Чтобы их получить, нужно построить Электростанций мощностью Y МВт. Дальше, чтобы привлечь инвестиции для строительства (большие деньги), на высшем уровне прогарантировали хорошую прибыль за участие в этой инвестпрограмме.
Ясное дело, инвесторы нашлись. Даже, полагаю, больше чем нужно. Отфильтровли лучших, и заключили с ними Договора Поставки Мощности (ДПМ). Упрощенно, каждый договор ДПМ содержит обязательства построить Станцию такой-то мощности и ввести ее в эксплуатацию с такого-то момента. А встречные обязательства со стороны Рыночного сообщества включают в себя возврат инвестиций за 10 лет с момента ввода в эксплуатацию, а после этого тоже хорошую прибыль.
Теперь о двух оставшихся подмножествах ЭС. Эти электростанции ежегодно подают конкурсные заявки на так называемый КОМ (Коммерческий Отбор Мощности). Это — закрытый аукцион, по результатам которого часть заявок отбирается , а часть заявок — не проходит отбор . По сути дела, отбираются заявки от рентабельных ЭС. Каждая заявка, грубо говоря, содержит «предложение мощности» в виде пары (Объем, Цена).
Те Электростанции, заявки которых прошли отбор на КОМ, составляют второе подмножество С1-2 .
А те Станции, которые не прошли КОМ, составляют третье подмножество С1-3 (так называемые Вынужденные Режимы, ВР).
И КОМ-овские электростанции и ВР-ные электростанции заключают соответствующие договора, КОМ и ВР.
Ну вот, уже почти все. Дальше остаются ежемесячные рассчеты по мощности. Выглядит это так. Независимо от принадлежности к подмножеству С1-i, все Электростанции продают свою мощность на рынке мощности. Понятное дело, что за любую мощность платят Потребители. А вот цена, по которой мощность продается, как раз и зависит от подмножества i ! В дебри ценообразования вдаваться не буду, скажу лишь, что цена для Станций из подмножества С1-1 считается, исходя из инвестиционных и других затрат и, исходя из срока возврата инвестиций. Т.е. все достаточно разумно. Цены для КОМ-овских и ВР-ных подмножеств тоже как-то считаются. При этом цены убывают в такой последовательноcти: за ДПМ — высокие, за КОМ — ниже, за ВР — еще ниже.
Естественно, по ДПМ-ным Станциям мощность продается и покупается по ДПМ-ным ценам только в период первых 10 лет эксплуатации Станции (срок возврата инвестиций). Дальше эти Станции идут на КОМ в общем потоке и продают свою мощность уже по КОМ-овским или ВР-ным ценам .
Ежемесячно по данным коммерческого учета и специальных рассчетов фиксируются объемы поставки и потребления (покупки) мощности по договорам ДПМ, КОМ и ВР для всех Участников оптового рынка. Далее, с использованием объемов и цен получаются стоимости. И происходит оплата мощности со стороны Покупателей в адрес Поставщиков мощности по комиссионной схеме.
Вот по сути и все. Если углубляться в детали, то повествование сильно усложнится и разбухнет. Кто интересуется, может сходить на сайт НП «Совет рынка» и почитать регламенты НОРЭМ, они доступны всем. В смысле, доступны для скачивания и прочтения, но в смысле понимания, не уверен 🙂
Примечание 1. Рынок мощности, это один из сегментов (секторов) рынка НОРЭМ (Новый Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности).
Примечание 2. Здесь записано все очень кратко и упрощенно, только суть. Это описание нужно рассматривать как мое личное представление о рынке мощности на сегодняшний момент, своего рода реконструирование контуров леса по отдельным деревьям. Считается, что программистам понимать устройство рынка ни к чему, «не наша это чашка чая». Нам приносят ТЗ и вперед, и хорошо если есть время.
Программисты подобны кочегарам а корабле. «Живут» на нижней палубе и бросают уголек в топки. Сколько скажут, столько и бросают. И ситуацию на «капитанском мостике» мы обычно узнаем последними 😦
Как правило, процесс планирования сроков разработки выглядит так:
- Заказчики: «Сколько вам надо времени на разработку системы XYZ ?»
- Программисты: «А что система должна делать?»
- Заказчики: «Мы пока не знаем что делать, но надо чтобы вы назвали сроки разработки, и у вас есть только 2 месяца»
Ну точно как в анекдоте:
- Мойша: «Жора, жарь рыбу»
- Жора: «А где же рыба?»
- Мойша: «Жора, ты жарь, рыба будет»
Вот так и живем, занимаясь экстремальным программирование в худшем смысле этого слова. Подробнее про наш экстрим можно почитать , в статье моего начальника, Александра Лашманова, тоже программиста в прошлой жизни.
Успехов,
Владимир Моргоев
0.000000 0.000000
Механизм строительства и модернизации электрогенерирующих мощностей по договорам о поставке мощности (ДПМ) стал частью реформы РАО ЕЭС в конце 2000-х годов. Он использовался для привлечения в отрасль негосударственных инвестиций на рыночных, взаимовыгодных для банков и генерирующих компаний условиях. По ДПМ энергетики брали на себя обязательство инвестировать средства в строительство новых станций или модернизацию действующих. Государство со своей стороны гарантировало, что в течение 10 лет вся произведенная на этих станциях электроэнергия будет закупаться на оптовом рынке. За этот срок инвесторы смогут вернуть все вложенные средства.
ДПМ стали частью первой инвестиционной программы «КЭС Холдинга» (с 2015 года переименован в Группу «Т Плюс»). В 2008 году «КЭС» стал головной структурой для четырех территориальных генерирующих компаний (ТГК) – ТГК-5, ТГК-6, «Волжской ТГК» и ТГК-9. Уже со следующего года развернулась масштабная работа по реконструкции действующих и строительству новых генерирующих мощностей.
В течение восьми лет компанией было реализовано 18 проектов общей стоимостью 127,9 млрд рублей. В подавляющем большинстве речь идет о строительстве фактически новых энергоблоков общей мощностью 2,9 ГВт. Это примерно десятая часть всей новой генерации, которая появилась в России благодаря ДПМ. Уникальным объектом этой инвестпрограммы стала Орская солнечная станция мощностью 25 МВт в Оренбургской области. С пуском в августе 2016 года в Екатеринбурге совершенно новой Академической ТЭЦ реализация программы успешно завершена.
Реализованные проекты
| Проект | Регион | Мощность | Год ввода |
|---|---|---|---|
| Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ1 | Нижегородская область | 5 МВт | 2010 |
| Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ2 | Нижегородская область | 5 МВт | 2010 |
| Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 4 | Оренбургская область | 60 МВт | 2010 |
| Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 1 | Оренбургская область | 65 МВт | 2011 |
| Реконструкция Сызранской ТЭЦ | Самарская область | 227 МВт | 2012 |
| Реконструкция Пермской ТЭЦ-6 | Пермский край | 123 МВт | 2012 |
| Реконструкция Новокуйбышевской ТЭЦ | Самарская область | 230 МВт | 2013 |
| Реконструкция Пермской ТЭЦ-9 | Пермский край | 165 МВт | 2013 |
| Модернизация Новочебоксарской ТЭЦ-3 | Республика Чувашия | 81 МВт | 2014 |
| Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-1) | Кировская область | 68 МВт | 2014 |
| Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1 | Удмуртская Республика | 231 МВт | 2014 |
| Реконструкция Владимирской ТЭЦ-2 | Владимирская область | 236 МВт | 2014 |
| Реконструкция Кировской ТЭЦ-3 | Кировская область | 236 МВт | 2014 |
| Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-2) | Кировская область | 125 МВт | 2014 |
| Реконструкция Новогорьковской ТЭЦ | Нижегородская область | 343 МВт | 2014 |
| Строительство Орской СЭС | Оренбургская область | 25 МВт | 2015 |
| Реконструкция Нижнетуринской ГРЭС | Свердловская область | 472 МВт | 2015 |
| Строительство ТЭЦ Академическая | Свердловская область | 222 МВт | 2016 |
Договоры на поставку мощности выполнили основную задачу: дефицит генерации России не грозит. ДПМ-бум принёс неожиданную проблему – мощности стало слишком много, и сегодня рынок озабочен выводом, а не вводом энергоблоков. Но рано или поздно в РФ потребуется делать новый виток инвестиций в генерацию, и каким может быть новый механизм «после ДПМ» – в нашей теме номера.
Ответ на угрозу
Система договоров на поставку мощности, ДПМ, была разработана как ответ на угрозу дефицита энергомощностей в экономике. Пожалуй, только ленивый не слышал про «крест Чубайса»: график, который показывал кризис с наличием генерирующих мощностей уже во второй половине 2000-х годов.
В 2006 году рост энергопотребления составил беспрецедентные в истории новой России 4,6%. «Эту цифру взяли как прогноз, и Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики был утверждён средний рост на уровне 4,3% в год. К 2014 году потребление должно было вырасти на 40% к факту 2007 года», – напомнила член Наблюдательного совета НП «Совет рынка» Александра ПАНИНА на конференции «Электроэнергетика России».
Цифра
3,6 трлн рублей было вложено в строительство новых генерирующих мощностей в России в 2008 – 2014 годахНа основе этого прогноза была сформирована программа строительства новых мощностей, которую продали инвесторам вместе с контролем в генерирующих компаниях. В системе ДПМ государство гарантировало инвесторам достаточно быстрый и доходный возврат вложений, одновременно введя систему штрафов за непоставку мощности в срок. ДПМ стимулировали серьёзную инвестиционную активность в отрасли: на её пике в 2011 году годовые инвестиции в развитие генерации достигли 603,2 млрд рублей. Всего же в период 2008–2014 годов, по данным Минэнерго, в строительство новых генерирующих мощностей в России было вложено более 3,6 трлн рублей. В результате за достаточно короткий период установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМ увеличилась более чем на 20 ГВт.
Оборотная сторона медали
Но вместе с собой ДПМ-бум принёс неожиданную проблему: мощностей стало слишком много. Всё дело в том, что фактическая ситуация сильно разошлась с прогнозом. По планам, под которые формировалась программа ДПМ, потребление электроэнергии в 2014 году должно было составить 1380 млрд кВт·ч. По факту последние несколько лет спрос держится на уровне 1060 млрд кВт·ч. «Факт существенно разошёлся с планом: разница между прогнозом-2008 и фактом потребления электроэнергии в 2014 году составила 30%, что эквивалентно годовой выработке ТЭС мощностью 61 ГВт с КИУМ 60%», – сказала Александра ПАНИНА. По данным НП «Сообщество потребителей электроэнергии», избыток мощностей сегодня – около 20 ГВт.
Цифра
Более чем на
20 ГВт увеличилась установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМСлишком много генерации невыгодно иметь ни потребителям, ни генераторам. Потребители вынуждены оплачивать избытки. Генераторы же страдают по двум фронтам: во-первых, из-за профицита мощности снижается цена на конкурентном отборе (КОМ на 2016 год привёл к сокращению средневзвешенной цены в первой ценовой зоне на 7,8% по сравнению с 2015 годом). И во-вторых, большое количество дешёвого предложения ДПМ-блоков влияет на цену на рынке на сутки вперёд (РСВ). Так, по оценкам «Системного оператора», сегодня более 20 ГВт подают на РСВ ценопринимающие заявки, то есть генераторы готовы работать по любой цене, даже в убыток.
Давайте попозже
К настоящему моменту по программе ДПМ осталось ввести 7,6 ГВт мощностей, и генерирующие компании предпринимают всё возможное, чтобы повысить эффективность оставшихся проектов. Начали с обмена проектами между собой. В этом году «Т Плюс» (ранее «КЭС-Холдинг») передал обязательства по Новоберезниковской ТЭЦ татарской «Генерирующей компании». «Интер РАО» заинтересовано забрать ДПМ-обязательства на десятый блок Серовской ГРЭС у «Газпром энергохолдинга» и построить мощность на своей площадке в Верхнем Тагиле. В свою очередь, с регуляторами пытаются договориться о сдвиге сроков ввода вправо и отказе от штрафов. «Объём желаемых переносов – более 4,5 ГВт», – сообщили «Энергии без границ» в Ассоциации НП «Совет рынка». В ноябре стало известно, что «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) вообще готов отказаться от одного из ДПМ-проектов, взамен требуя освобождения от штрафов по другим объектам. Этот вопрос обсуждался у вицепремьера Аркадия ДВОРКОВИЧА, в материалах к совещанию говорилось, что в случае отмены ДПМ ГЭХ должен вернуть средства, полученные целевым образом на новые стройки при покупке активов. По сообщению «Коммерсанта», около 13 млрд рублей, «согласно логике системы ДПМ, должны быть изъяты путём взыскания так называемого эмиссионного штрафа» в пользу потребителей энергорынка.
Вопросы отмены или изменения ДПМ всегда выносятся на самый высокий уровень: обязательства закреплены постановлением правительства, и чтобы их изменить, нужен соответствующий акт. Кроме того, в договорах в качестве одной из сторон участвуют потребители – и они тоже должны согласовать параметры изменения обязательств. «Эта тема находится не только в сфере принятия решения правительством или министерством, но в некотором смысле это вопрос, на который должен ответить рынок, так как договоры ДПМ двусторонние и потребители тоже участвуют в этом процессе», – пояснял замглавы Минэнерго Алексей ТЕКСЛЕР в интервью ТАСС.
Мавр сделал своё дело
Программа ДПМ при всех её недостатках позволила успешно выполнить свою цель – ввести в эксплуатацию более 20 ГВт генерирующих мощностей на ТЭС, включая манёвренное оборудование. Опасность дефицита мощностей («креста Чубайса») на время ушла в прошлое, говорят эксперты.
Потомственная энергетика
Южноуральская ГРЭС-2 стала одним из проектов, реализуемых Группой «Интер РАО» в системе ДПМ. Два энергоблока новой станции были введены в 2014 году, в феврале и ноябре, сейчас установленная мощность ГРЭС-2 – 834 МВт.
До выполнения инвестиционной программы по строительству новой станции на близлежащей территории действовала Южноуральская ГРЭС – одна из первых в стране тепловых электростанций проектной мощностью 1000 МВт, запущенная ещё в 1952 году. Сегодня установленная электрическая мощность электростанции меньше проектной: 782 МВт. Более полувека обеспечивая регион энергией, станция отчасти перестала отвечать современным требованиям.
Ввод новой станции в среднесрочной перспективе позволит вывести из эксплуатации неэффективную неблочную часть оборудования Южноуральской ГРЭС без потерь, не снижая объёма выработки электроэнергии и суммарной установленной мощности. Уже с 2016 года прекратит работу четвёртый турбоагрегат мощностью 35 МВт.
«В основной части ЕЭС можно ожидать инвестиционной паузы в тепловой генерации. Все генерирующие компании планируют сокращение инвестиционных программ на 30–50% от уровней 2014–2015 годов в ближайшее время», – прокомментировала «Энергии без границ» главный эксперт Центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья ПОРОХОВА. Новые вводы запланированы только в атомной энергетике и в отдельных регионах, где требуется решать локальные задачи по развитию энергосистемы, – на Дальнем Востоке, в Калининграде.
О развитии энергетики в Калининграде правительство задумалось в 2014 году. Нужно было сделать регион энергонезависимым: соседние страны стали пугать возможностью отказа от параллельной работы энергосистем, что могло бы привести к проблемам с энергоснабжением области. В октябре этого года утвердили перечень генерации, которая будет возведена там до 2019 года, – три газовые ТЭС и одна угольная суммарной мощностью до 1 ГВт. Для финансирования придумали схему, похожую на ДПМ, но с более мягкими условиями для инвестора (которым является ООО «Калининградская генерация», «дочка» «Роснефтегаза»). Субсидировать эти мощности будут через надбавку к цене на мощность станций «Интер РАО – Электрогенерация» для потребителей первой ценовой зоны.
Источники финансирования энергетических строек на Дальнем Востоке пока не согласованы (за исключением 50 млрд рублей бюджетных средств, которые выделяет правительство напрямую «РусГидро»). Минвостокразвития предложило так же, как в Калининграде, переложить нагрузку на оптовый рынок, но против этого и генераторы, и потребители, и регуляторы энергорынка. «Невозможно больше грузить оптовый рынок», – говорил глава «Совета рынка» Максим БЫСТРОВ в октябре.
Не ввод, а вывод
Ввод в строй новых мощностей при стагнации электропотребления создаёт для регуляторов отрасли условия передышки, говорят эксперты. «Избыток мощности в ЕЭС позволяет вывести из эксплуатации наиболее изношенные генерирующие объекты, а разработкой новых механизмов привлечения инвестиций в генерацию теперь можно заняться спокойно, не в авральном режиме», – сказал «Энергии без границ» аналитик Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Алексей ФАДДЕЕВ.
Действительно, самым острым вопросом в секторе сейчас является не ввод новых, а вывод старых. По оценкам Александры ПАНИНОЙ, в 2016 году на опте будет более 17 ГВт лишних мощностей. Минэнерго обсуждает с генераторами различные варианты вывода и консервации электростанций (консенсус пока не найден). Но правила проведения КОМ уже стимулируют поставщиков выводить мощность с опта. «В новой модели КОМ цена мощности тем выше, чем меньше отобранный объём, таким образом у поставщиков появляется прямой стимул снижать объём предложения, консервируя или выводя из эксплуатации неэффективную, приносящую убытки мощность», – сказали в «Совете рынка».
Итоги КОМ показали, что на 2016 год для отбора генкомпании не стали подавать заявки на 4 ГВт, – вероятно, это тот объём, который хотят вывести. О планах по выводу 1,5 ГВт заявлял «Газпром энергохолдинг». «Интер РАО» уже с 2016 года намерено закрыть 831 МВт и рассматривает возможность вывода ещё 3,7 ГВт, сообщил в октябре генеральный директор «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Тимур ЛИПАТОВ.
В поисках инвестиций
Но проблема не решена навсегда: по данным Энергетического института им. Кржижановского, возраст более 52% тепловой генерации ЕЭС России превышает 30 лет, а 7% станций ещё старше. ТЭЦ стареют и рано или поздно их придётся заменить новыми. Кроме того, проект Энергостратегии до 2035 года предполагает, что к 2035 году генерации в России должно стать больше на 30–60 ГВт (часть из них АЭС и ГЭС). Документ также говорит о необходимости разработки нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику и теплоснабжение «с целью упорядочивания инвестиционного процесса в 2016–2020 годах и последующие годы».
Так каким может быть этот механизм? Во-первых, он должен компенсировать инвестиции на возведение генерации за обозримый срок, считает Алексей ФАДДЕЕВ. Во-вторых, давать приемлемый рост цен, который позволит уложиться в обозначенную Минэкономразвития динамику конечной стоимости электроэнергии. В-третьих, стимулировать конкуренцию между генерирующими компаниями и иметь долгосрочный характер. «Механизм ДПМ удовлетворял только первым двум условиям. Это была разовая акция, а никакой конкуренции между генкомпаниями не было: они были поставлены перед разработанным перечнем объектов, которые каждая приватизируемая компания должна возвести», – напомнил эксперт.
По его мнению, в качестве базового подхода может быть использован механизм гарантирования инвестиций – МГИ, который обсуждался вплоть до начала 2010 года. Тогда предполагалось, что регуляторы (Минэнерго, «Системный оператор» и т. д.) определят необходимый объём резерва мощности, площадки для строительства генерирующих объектов и сроки ввода, как в механизме ДПМ. Кроме того, должна быть определена предельная стоимость проекта. МГИ разрабатывался как рыночный инструмент: каждый проект строительства должен был разыгрываться между генкомпаниями в формате аукциона с понижением цены. Теоретически такой механизм является долгосрочным: можно проводить подобные конкурсы на различные площадки каждый год, как это осуществляется сейчас в отношении объектов ВИЭ-генерации. «Таким образом, концепция МГИ удовлетворяет всем четырём описанным требованиям и является наиболее предпочтительным решением в современных условиях», – считает Алексей ФАДДЕЕВ.
В свою очередь Наталья ПОРОХОВА считает, что по мере стабилизации экономической ситуации основным направлением инвестиций в тепловой генерации станет модернизация, что позволит повысить эффективность большей части мощностей.
Несколько лет назад генкомпании пытались договориться с правительством о модернизации за счёт потребителей (то есть возвращать инвестиции за счёт дополнительной нагрузки на оптовый рынок). Но сегодня опт и так «трещит по швам» из-за всех обязательств, которые на него возложили, – тепловые ДПМ, ДПМ АЭС и ГЭС, «вынужденные генераторы», Калининград. Поэтому крайне маловероятно, что регуляторы согласятся навесить на опт ещё и модернизацию. Так что делать генкомпаниям это придётся самим, руководствуясь рыночной логикой. Например, «Интер РАО – Управление электрогенерацией» ведёт точечную работу по повышению эффективности существующего оборудования, включая в инвестиционные программы реконструкции и модернизации те элементы, которые выгодно реализовать в текущих рыночных условиях.
«Инвестиционная передышка» в электроэнергетике и идущее сейчас публичное обсуждение Энергетической стратегии до 2035 года – самое удобное время оживить дискуссию о том, что придёт (и придёт ли) на смену ДПМ.
