Эдуард Галеев: «ДПМ — не единственное средство против старения энергетических мощностей России. Есть ли «жизнь после ДПМ»? Восстановить нельзя закрыть

После нескольких лет обсуждений и скрупулезной проработки правительство наконец решилось начать новую волну модернизации российской тепло- и электрогенерации - так называемую ДПМ-штрих. Сейчас Минэнерго готовится к проведению новых конкурсов, на которых оно отберет самые экономичные и эффективные проекты.

Российские энергетики завершают масштабнейшую в новейшей истории России программу модернизации мощностей, так называемую ДПМ, запущенную еще в 2009 году. Результаты налицо - за время ее реализации введено порядка 30 тыс. МВт новой мощности, удалось обновить еще порядка 12–15% генерации.

Программа, впрочем, прошла не без критики: говорили о том, что объекты были построены не там, где это требовалось. Проанализировав обстановку на рынке и изучив недочеты прошлой программы, Минэнерго решилось на новый этап обновления мощностей, получивший название «ДПМ-штрих».

Дело в том, что даже после первой ДПМ российская генерация требует дальнейшего обновления - при среднем возрасте 34 года немецкие электро- и теплостанции моложе наших на 11 лет, а китайские - и вовсе на 23 года. Стало очевидно, что без новой модернизации более 50% мощностей ЕЭС России переступят 50-летний порог к 2029 году. По данным Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН), в 2014 году более 90 ГВт паротурбинных блоков уже выработали парковый ресурс. В целом модернизация позволит продлить срок работы электростанций на 15–20 лет.

Для потребителя новая модернизация на первый взгляд может быть созвучна повышению тарифов, но это совсем не так: в новой концепции, учитывающей все минусы прошлого ДПМ, ключевым принципом будет неувеличение платежей потребителей и тарифообразование в пределах инфляции. Как раз сейчас правительство РФ формулирует принципы отбора проектов для участия в программе до 2031 года. Предполагается, что их реализация может начаться с 2022 года.

Что же касается нас, генераторов, то для отрасли новый этап обновления равнозначен, а во многом и превышает тот эффект, который нам удалось достичь в первую волну модернизации. Для сравнения: если за время первого ДПМ нам удалось ввести 31 ГВт мощностей, то новая программа масштабнее прошлой как минимум на 8 ГВт. При этом новые вводы обойдутся в 1400 млрд рублей, что на 300 млрд рублей дешевле первой волны модернизации. Это, кстати, даст эффект не только для компаний, но и для экономики в целом - по расчетам ассоциации «Совет производителей энергии», реализация программы ДПМ-2 позволит профинансировать разные отрасли экономики России на 1,6 трлн рублей. Потребители, в свою очередь, получат более длительные гарантии на энергоснабжение от новых мощностей - 16 лет вместо 10 лет по первой программе ДПМ - и, что важно, не будут переплачивать за энергию, так как нынешняя программа модернизации предполагает конкурсный отбор по наименьшей себестоимости выработки.

Мы рассчитываем, что первые конкурсы при активной позиции Минэнерго могут пройти уже в этом году, и думаем, что среди наших активов в новой волне модернизации должны принять участие не менее 11 электростанций. В том числе и те, что питают города федерального значения - Москву и Санкт-Петербург.

К примеру, на Автовской ТЭЦ (ПАО «ТГК-1»), находящейся в Санкт-Петербурге, наработка турбин, которые планируется модернизировать, уже достигла 270 тыс. часов при парковом ресурсе всего 220 тыс. часов. Между тем только эта ТЭЦ обеспечивает теплом и светом более миллиона человек и множество крупных предприятий в одних из самых загруженных с точки зрения потребления районов города. Обновление ТЭЦ сэкономит существенные средства для города - ее водопотребление сократится как минимум на 80%, а средний удельный расход топлива (УРУТ) на производство электроэнергии - на 10%.

К тому же, позитивные примеры подобной модернизации уже имеются, к примеру, в Челябинской (Троицкая ГРЭС), Вологодской (Череповецкая ГРЭС) и Свердловской областях (Серовская ГРЭС). На последней, питающей крупный Серовский завод ферросплавов, старые энергоблоки к началу реализации первой программы ДПМ выработали свой ресурс более на чем 95%, а общая наработка турбин достигала рекордных 408 тыс. часов при ресурсе 270 тыс. часов. Затраты при этом едва ли были конкурентоспособными. Результаты модернизации были впечатляющими - при упавших более чем на 50% расходах на выработку выбросы загрязняющих веществ сократились сразу на 80%.

Очевидно, что завершающаяся программа ДПМ доказала свою эффективность: темп роста цены на электроэнергию сейчас заметно отстает от темпа роста цены на топливо. В то же время, объектов, подобных Автовской ТЭЦ или Серовской ГРЭС, по данным ИНЭИ РАН, на сегодняшний день еще достаточно много, и с каждым годом их количество будет только расти. В этой связи отрасль очень остро нуждается в новой волне обновления. По оценке аналитиков «Ренессанс Капитала», единственным реальным выходом из ситуации остается ДПМ-штрих, что в том числе поможет восполнить огромные объемы старых закрывающихся мощностей и сохранить уже привлеченные в отрасль инвестиции. В итоге благодаря снижению платы за новые мощности и замедлению роста конечных цен по сравнению, к примеру, с ценами на топливо, экономический эффект для ВВП, экономики страны и населения превысит 2,5 трлн рублей.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Принятое властями решение о запуске программы модернизации энергомощностей за счёт средств, «высвобождающихся» при завершении ДПМ, обострили споры о принципах функционирования сектора. Вслед за традиционными энергетиками в борьбу за деньги потребителей активно включились и альтернативные генераторы. О своём видении действующей системы поддержки ВИЭ-генерации и перспективах её продления «Перетоку» рассказал председатель Набсовета «Сообщества потребителей энергии», управляющий партнёр First Imagine! Ventures Александр Старченко.

По итогам проведённых в текущем году отборов проектов по договорам о предоставлении мощности объектов ВИЭ (ДПМ ВИЭ) оказались распределены более 4,5 ГВт из 5,9 ГВт изначально запланированных объёмов мощности, и в адрес отраслевых регуляторов стали поступать настойчивые предложения немногочисленных поставщиков оборудования и инвесторов ВИЭ как можно скорее создать для них новые ДПМ ВИЭ.

Регуляторы часто любят говорить, что в России создана система государственной поддержки ВИЭ. На самом деле никакой государственной поддержки нет, поскольку для финансирования возобновляемой энергетики регулятор выбрал механизм ДПМ, сугубо российское изобретение времён РАО ЕЭС. Появление ДПМ было связано с попыткой зафиксировать инвестиционные обязательства поставщиков (оптовых и территориальных генерирующих компаний) в ходе приватизации активов российской энергетики. Но уже в момент подписания этих договоров конструкцию перевернули, и из обязательств поставщиков что-то построить ДПМ превратились в обязательство потребителей оплачивать с доходностью создание чужих активов. Средства по ДПМ собираются со всех потребителей страны принудительным образом: на оптовом рынке – под угрозой отключения от торговой системы оптового рынка, а на розничные рынки платёж по ДПМ с опта транслируют гарантирующие поставщики и энергосбытовые компании.

Но если для тепловой генерации хоть какая-то логика в обязательствах по поставке мощности есть – тепловой мощностью можно управлять, то для объектов ВИЭ, которые, как известно, страдают метеозависимостью, обязательства по поставке мощности как предмет договора – это нонсенс. ДПМ просто удобен для администрирования – на энергорынке создана доступная инфраструктура для сбора средств с потребителей.

В результате ДПМ из способа решения задачи по установлению инвестиционных обязательств превратился в достаточно широко трактуемый и применяемый способ сбора средств с потребителей. А учитывая, что ДПМ по своей конструкции и заложенным в него стимулам к выбору наиболее дешёвых решений не подходит для инноваций и развития новых технологий, цель поддержки ВИЭ в России с помощью механизма ДПМ достигнуть невозможно – ДПМ, ровно наоборот, консервирует технологическую отсталость, стимулирует локализацию устаревших решений.

Возвращаясь к просьбам поставщиков оборудования и инвесторов продлить ДПМ ВИЭ, стоит напомнить, что изначально, при запуске, ни о каком продлении или увеличении ДПМ речи не шло. Напротив, участников энергорынка убеждали, что все заявленные результаты будут достигнуты в кратчайшие сроки, ДПМ вводятся временно, надо только немного потерпеть.

С момента запуска так называемой господдержки в виде ДПМ ВИЭ прошло четыре года, и если для кого-то ущербность ДПМ не была столь очевидной на старте, то прежде, чем продлять или расширять эту практику, имеет смысл оценить полученные результаты и сравнить их с тем, что планировалось и обещалось инвесторами и регуляторами при её запуске. Обращаясь к материалам Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики от 20 декабря 2012 года, напомним, какие долгосрочные положительные эффекты для общества регуляторы и поставщики оборудования обещали на старте. Были обещаны 200 тысяч новых рабочих мест до 2020 года, локализация производства оборудования для ВИЭ, снижение выбросов парниковых газов, сокращение «северного завоза», выход на новые рынки сбыта. Обещалось, что на каждый вложенный обществом рубль отдача составит 1,25 – 1,4 рубля, но при этом в материалах не уточнялось, кто получит эту отдачу на каждый вложенный обществом рубль. Были обещаны поступления в бюджет Российской Федерации, цифры не уточнялись. Было обещано, что стоимость поддержки по ДПМ ВИЭ до 2035 года составит 1,2 трлн рублей, при этом максимальный годовой платёж оптового рынка не превысит 82 млрд рублей, а доля платежа по ДПМ ВИЭ составит не более 2% в конечной цене электроэнергии. И ещё было обещано достижение «сетевого паритета» с тепловой генерацией к 2020 году.

Что получилось в результате? За четыре года, прошедшие с момента запуска так называемой системы господдержки, её стоимость для потребителей из 1,2 трлн рублей превратилась в 2,5 трлн рублей без изменения объёмов вводимой мощности. Максимальный годовой платёж, как следствие, тоже вырос вдвое – с 82 млрд рублей до 174 млрд рублей.

Сравнивая средние мировые и российский показатели LCOE по уже состоявшимся отборам (Levelized Cost of Energy, нормированная стоимость электроэнергии – средняя расчётная себестоимость производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции, включая все возможные инвестиции, затраты и доходы), отмечаем, что в среднем в мире стоимость энергии солнечных электростанций уже сейчас составляет порядка $50, в то время как в России этот показатель может снизиться до $200 только к 2020 году. В отборах по ветрогенерации ситуация ещё хуже – при среднем мировом значении LCOE в текущее время на уровне $45 аналогичный российский показатель сейчас $347 и может снизиться до $160–$190 только к 2022 году. Получается, российские потребители платят за электроэнергию ВИЭ в 4–7 раз больше, чем платят потребители в среднем в мире, и эта ситуация никак не изменится в ближайшие годы.

Далее, заявляемая поставщиками максимальная локализация производства оборудования ВИЭ не мешает им получать предельно высокую цену и применять к ней повышающие валютные корректировки. О каком-либо снижении выбросов парниковых газов тоже говорить не приходится, поскольку, по данным «Системного оператора», под все объекты ВИЭ из-за их метеозависимости обеспечивается горячий вращающийся резерв тепловых станций, следовательно, выбросы парниковых газов на тепловой генерации сохраняются.
О выходе на новые рынки и поступлениях в бюджет, по-видимому, пока рано говорить, но о двукратном превышении обещанного уровня платежей по ДПМ ВИЭ и их доли в конечной цене электроэнергии уже можно говорить с уверенностью.

Что касается достижения «сетевого паритета» с тепловой генерацией, то он может случиться не благодаря движению цены электроэнергии от объектов ВИЭ вниз, а, наоборот, благодаря активным усилиям регулятора по увеличению цены выработки тепловых электростанций за счёт новых надбавок и ДПМ.

Если суммировать промежуточные итоги, то, с нашей точки зрения, совершенно очевидно, что выбор ДПМ в качестве механизма поддержки развития ВИЭ был ошибкой. Этот насильственный способ так называемой господдержки создал крайне негативный образ возобновляемых источников у большинства промышленных потребителей, да и у многих других участников отрасли тоже. Это иллюзия, что, утвердив ДПМ, можно создать почву для развития возобновляемой энергетики, причём иллюзия вредная для самих участников этой отрасли. Результаты такой «поддержки» не просто неэффективны и неустойчивы, они токсичны для реальных инноваций в энергетике.

Мы считаем, что общая задача для участников рынка возобновляемой энергии – помочь государству сформулировать такие правила игры, которые позволят цивилизованно, на розничных рынках, на уровне конкретных потребителей, домохозяйств, в любых регионах устанавливать возобновляемые источники энергии, и ДПМ для этого вовсе не нужен.

Регуляторы энергорынка разошлись во мнениях о том, следует ли продлить завершающуюся программу договоров на поставку мощности (ДПМ), обеспечивающих возврат инвестиций в новую генерацию за счет повышенных платежей потребителей. Минэкономики против продолжения ДПМ, но считает, что для отрасли необходимо сохранить повышенный уровень платежей, сейчас поступающих энергокомпаниям. ФАС и Минэнерго не исключают и возможность продления ДПМ, а потребители настаивают на их завершении и отказе от любых альтернатив.

Минэкономики предлагает отказаться от продления механизма привлечения инвестиций в модернизацию электростанций через заключение новых ДПМ, рассказал вчера замдиректора департамента госрегулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности Минэкономики Евгений Ольхович. Но при этом министерство предлагает сохранить повышенные платежи за мощность и по истечении действующих ДПМ. "Мы считаем, что ту денежную массу, которая в виде ДПМ направляется в сектор, стоит сохранить, но необходимо придумать новые механизмы, в соответствии с которыми она будет распределяться",— пояснил господин Ольхович. Среди рассматриваемых Минэкономики вариантов — повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), увеличение волатильности цен на рынке электроэнергии (на рынке на сутки вперед — РСВ), в том числе, потенциально, за счет более высокой индексации тарифов на газ. В этом случае рыночное ценообразование будет играть большую роль в прибылях энергокомпаний, считает чиновник.

Механизм ДПМ, обязывающий генераторов строить новые ТЭС и модернизировать старые по утвержденному правительством плану, запущен в 2010 году. По ДПМ генкомпании получают увеличенную плату за мощность в течение 10 лет. Большая часть проектов по ДПМ уже построена или должна быть введена до конца года, повышенная плата начинает поступать после ввода энергообъекта. Пик платежей придется на 2021-2022 годы, но к 2026 году они сойдут на нет. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, в 2020-2026 годах снижение общего платежа за ДПМ составит более 200 млрд руб. в год, что равноценно снижению цены для конечного потребителя на 10%. Сохранение этого денежного потока и стало ключевым моментом в возникшем споре между регуляторами и потребителями.

О том, стоит ли заключать новые ДПМ (механизм "ДПМ-штрих", предполагающий новые массированные инвестиции в модернизацию ТЭС), спорят не первый год. В октябре Белый дом поручил Минэнерго, Минэкономики и ФАС к 1 декабря разработать меры по модернизации с использованием аналога ДПМ. В Минэнерго пока не отказываются от идеи продления ДПМ, рассматривая также еще два механизма привлечения средств на модернизацию: КОМ и механизм гарантирования инвестиций (МГИ), сообщил вчера замминистра Вячеслав Кравченко. "Можно выбрать даже не один механизм, а несколько",— сообщил он. По его словам, окончательную позицию Минэнерго сформирует в 2017 году. В ФАС сообщили "Ъ", что также поддерживают разработку механизма стимулирования модернизации и ввода генерирующих мощностей. Но "предлагаемый механизм не должен приводить к избыточной нагрузке на потребителей", считают в службе, добавляя, что координатором работы должно стать Минэнерго.

Генерирующие компании считают, что приток средств в отрасль должен сохраниться. Программу ДПМ не стоит продлевать, говорят в Сибирской генерирующей компании (СГК), но отрасли нужно обеспечить денежный поток и модернизацию. "Практика показала, что механизм ДПМ был недостаточно эффективен из-за излишнего контроля,— говорят в СГК.— Нужно вырабатывать рыночные механизмы, чтобы отрасли внутри себя решала, куда двигаться и что внедрять, без дополнительного регулирования". Но сохранить выручку в отрасли рыночным способом невозможно, это взаимоисключающие условия, считает директор ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев: "Цели сбора денег и реальная оценка потребности в мощности отсутствуют, поэтому ничего, кроме желания сохранить денежный поток, за инициативой не просматривается". В ассоциации считают, что поставщики электроэнергии уже имеют механизм для создания инвестиционного потенциала в виде долгосрочного КОМа (формирует уровень тарифа на четыре года вперед).

Наталья Порохова считает, что резкий рост доли платы за ДПМ в цене конечного потребителя и профицит на энергорынке снизил для регулятора актуальность разработки новых механизмов привлечения инвестиций. Но потребность в них остается высокой, поскольку инвестиционный бум последних лет затронул только 15% мощностей, отмечает эксперт.