CONOMY PEOPLE
Эпизоды из нашей экономической реальности
Прямой эфир
donskois 13 ноября 2020, 15:02
donskois 6 ноября 2020, 16:44
donskois 16 октября 2020, 14:31
donskois 9 октября 2020, 15:42
donskois 2 октября 2020, 14:42
donskois 25 сентября 2020, 14:52
donskois 18 сентября 2020, 13:56
donskois 11 сентября 2020, 15:04
donskois 4 сентября 2020, 14:33
donskois 28 августа 2020, 16:27
donskois 21 августа 2020, 15:22
donskois 14 августа 2020, 14:36
donskois 7 августа 2020, 14:25
Блоги
Как ДПМ питает энергетику
В 2010 году для стимулирования сокращения дефицита мощностей в экономике (отчасти только прогнозируемого) регуляторами энергетического рынка была инициирована программа договоров на поставку мощности (ДПМ), которая была призвана создать условия для финансирования инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей.
Суть ДПМ заключается в том, что инвестор обязуется в указанные сроки ввести в строй определённый объём генерации. Взамен он получает гарантию возврата инвестированных средств через повышенную стоимость продаваемой мощности в течение 10 лет. Невыполнение взятых на себя обязательств предусматривает жёсткие санкции. По программе ДПМ уже построена большая часть объектов, на сайте Минэнерго можно найти следующую структуру общего объёма программы:
На начало 2016 года по программе ДПМ оставалось ввести около 7,5 ГВт. Реализация проекта привела к неожиданной проблеме — мощности в экономике стало слишком много. Всё дело в том, что прогноз относительно будущего роста объёма отпуска электроэнергии при обсуждении программы делался на основании достаточно быстрых прогнозных темпов роста потребления, с учётом стагнации в экономике прогноз потребления разошёлся с фактом в 2014 году примерно на 30%. Существенная величина, которая привела к избытку мощности в экономике. В связи с переизбытком предложения генерирующие компании пытаются сдвинуть сроки по ещё не введённым объектам или же перенести задним числом сроки ввода уже сданных объектов в тех случаях, когда эти сроки оказались нарушенными, что привело к санкциям.
В преддверии завершения программы регуляторы энергетического рынка разошлись во мнениях, стоит ли продлевать эту программу. Несмотря на то, что дефицит мощностей сменился существенным профицитом, в отрасли осталась одна весомая проблема — сильный износ уже работающих мощностей. Для постепенного вывода ветхих фондов и их замены новыми необходимо сохранить имеющийся в отрасли денежный поток, для чего нужно либо продлить программу ДПМ, либо придумать иные механизмы привлечения средств в отрасль.
Среди вариантов, не считая сохранения не самой эффективной по мнению экспертов энергетического рынка программы ДПМ, Минэкономики называет повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), куда мощности, построенные по ДПМ, попадают в обязательном порядке, и механизм гарантирования инвестиций, что, по-видимому, соответствует принятому в распределительной энергетике RAB-регулированию тарифов, нацеленному на возврат инвестированных средств посредством гарантированной государством доходности на инвестированный капитал.
Против продления программы ДПМ говорит то, что в стоимости электроэнергии для конечного потребителя надбавка за мощность по программе ДПМ может составлять до 10% от тарифа. Впрочем, недофинансирование может через некоторое время привести к тому, что потребуются новые экстренные меры, вроде той же программы ДПМ, принятой несколькими годами ранее. Затраты на инвестиции всё равно нужно возвращать, в противном случае просто не будет желающих их осуществлять. Делать это лучше постепенно, используя эффективные механизмы привлечения средств в отрасль.
Также не до конца ясно возможное влияние отказа от программы ДПМ на сбытовые компании. Сбытовая надбавка рассчитывает в процентах от стоимости электроэнергии, снижение которой может также привести к снижению доходов сбытовых компаний. В конечном счёте потребитель выиграет вдвойне, однако пострадает отрасль. Вариант с полным отказом от любых механизмов привлечения инвестиций в генерирующую отрасль выглядит маловероятным. Кроме того, пик платежей по программе ДПМ приходится на 2021−2022 годы. Перспектива по российским меркам достаточно отдалённая, скорого прекращения поступления средств ждать не стоит. С учётом необходимости модернизации устаревших мощностей велика вероятность, что при помощи старых или новых механизмов финансирование отрасли за счёт потребителей сохранится.
«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.
Всего в рамках ДПМ было введено 136 объектов, из них 91 новый и 45 модернизированных
Итоги первой программы ДПМ 2010-2020 гг.
1 февраля 2020 года завершилась первая программа договоров на поставку мощности (ДПМ), которая стартовала практически одновременно с созданием оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Следом за ней принята программа ДПМ-2 или «ДПМ-штрих» как её называли в энергетических кругах. А кроме неё ещё продолжают действовать ДПМ АЭС/ГЭС и ДПМ ВИЭ.
Какие же итоги можно подвести по результатам работы в рамках первой программы ДПМ?
1. За десять лет ввели больше генерации, чем вывели
При этом старых и неэффективных мощностей вывели всего 9,5 ГВт.
Другими словами, происходит не замена старого на новое, а наращивание установленной мощности. Старые мощности продолжают работать, чаще всего в режиме вынужденной генерации, что повышает цены на оптовом рынке.
Сопоставимого роста потребления электроэнергии не наблюдается. Что говорит о том, что новые генерирующие мощности используются неполностью, а, значит, не оправдывают затраты.
2. Платежи за мощность ощутимо выросли
За 8 лет с момента ввода первых энергоблоков по программе ДПМ потребителями уже выплачено 1,4 трлн. рублей. Но завершение программы не означает завершение платежей. До 2028 года предстоит выплатить еще 1,2 трлн. рублей.
Откуда берётся этот платёж?
Суммарная стоимость всех строек с 2011 года составила 1,3 трлн. рублей (с НДС). С учётом базовой ставки доходности в 14% годовых получаем суммарный платёж экономики в размере 2,6 трлн. рублей.
Все эти деньги «размазываются» на всех участников оптового рынка и «ложатся» в розничные цены на электроэнергию для потребителей-юридических лиц.
Мы с вами относимся к категории «население» и львиную долю стоимости киловатт-часа за нас оплачивают опять же потребители-юридические лица через механизм перекрёстного субсидирования.
Всего же различных надбавок по разным программам обновления генерирующих мощностей и развития отдельных регионов стало настолько много, что цена активной мощности на оптовом рынке перестала быть конкурентной.
В настоящий момент цена на мощность зависит от размера платежа по всем программам ДПМ и вырастает с каждым новым вводом энергоблоков в той или иной ценовой зоне.
3. Потребители начали уходить в собственную генерацию
Это касается почти всех крупных предприятий страны. Расходы на электроэнергию выросли настолько ощутимо, что гораздо рентабельнее стало иметь свою собственную электростанцию.
Такие генераторы, их называют розничными, закрывают основную потребность предприятий в электроэнергии. Пиковые нагрузки, как правило, «добираются» из энергосистемы.
Это приводит к разгрузке ранее востребованных мощностей сетевого комплекса. Потребители, уходящие из энергосистемы, перестают оплачивать услуги по передаче электроэнергии. При этом объём затрат для содержания электрических сетей остаётся прежним.
И все эти затраты раскладываются уже на меньшее количество потребителей, что приводит к повышению цен на электроэнергию.
В конечном итоге
Более-менее себя чувствуют только трансформаторные заводы и предприятия по производству релейных защит. Но и там уровень локализации по комплектующим оставляет желать лучшего.
Материалы и запчасти приобретаются за рубежом.
Ожидаемый эффект роста экономики, по сути, оборачивается антиэффектом. Цены на электроэнергию постоянно растут, хотя и определяются рынком.
Нелогично? Таковы правила, созданные во время реформы.
Если вам было интересно, жмите палец вверх!