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».
На 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.
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.
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.
МОСКВА, 13 февраля (BigpowerNews) Тепловая генерация по прежнему является основой электроэнергетики России. Более 60% установленной мощности ЕЭС составляют ТЭЦ и ГРЭС, и в среднесрочной перспективе их доля в энергобалансе страны не претерпит существенных изменений. Как правило, тепловые электростанции не предназначены для энергоснабжения крупных промышленных потребителей, они в основном расположены вблизи населенных пунктов и предназначены для их энергоснабжения, часто являются градообразующими предприятиями – основным местом работы проживающего в населенном пункте населения. Таким образом, от работы этих электростанций зависит надежное энергоснабжение жилых домов, больниц, школ, детских садов, прочих сооружений коммунального назначения, а так же наличие рабочих мест для населения, социальная обстановка в регионе.
При этом Российский парк генерирующих мощностей является одним из самых старых в мире, и происходит дальнейшее старение оборудования. Более 30% мощностей тепловой генерации России уже старше 45 лет, морально и физически устарели, отличаются низкой экономичностью и ухудшающейся надежностью. Программа ДПМ ТЭС уже фактически завершена, введено в эксплуатацию порядка 30 ГВт, но ежегодно нарастают объемы вывода тепловых мощностей. К 2021 году заявлено на вывод из эксплуатации уже 27 ГВт. Ежегодные объемы выводов уже значительно превышают объемы вводов.
По различным оценкам, средств, высвобождающихся после завершения программы ДПМ с 2021−2022 года должно быть достаточно для модернизации 40 ГВт тепловой генерации без увеличения тарифной нагрузки на потребителей сверх инфляции. В то же время сейчас активно лоббируется большое количество различных дорогостоящих инвестиционных проектов в энергетике. Куда же следует направить деньги потребителей? Например, каждый выработанный на модернизированной тепловой электростанции кВт.ч даже с учетом необходимости возвращать инвесторам вложенные средства обойдется потребителям гораздо дешевле, чем выработка солнечной генерации. Тепловые электростанции по прежнему по совокупности затрат являются одним из самых дешевых источников электроэнергии для потребителей. Отсутствие целенаправленной программы поддержки тепловой генерации приведет к необходимости строительства новых мощностей уже в среднесрочной перспективе и совсем за другие деньги.
Тепловая генерация сейчас самая эффективная и при этом больше всего нуждается в поддержке.
Программа ДПМ - 1 в тепловой генерации позволила удержать темпы роста цены ОРЭМ ниже инфляции и ниже цены на газ. Внедрение программы ДПМ – 2 именно в тепловой генерации будет наиболее полезно и эффективно для потребителей.
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.
Минэнерго предприняло новую попытку изменить основной механизм возврата инвестиций в новую генерацию - договоры на поставку мощности. Первую попытку, растягивавшую договоры с 10 до 15 лет и снижавшую ежегодный объем выплат по ним, отрасль заблокировала. Теперь ведомство предлагает более сложную схему, которая формально сохраняет срок договоров, но, по оценке участников рынка и экспертов, представляет собой, по сути, легализацию первого варианта реформы. Энергетики также боятся, что у них будет меньше гарантий возврата инвестиций.
МОСКВА, 3 декабря (BigpowerNews) Сегодня правительство вернется к обсуждению проблемы сроков и условий договоров поставки мощности (ДПМ, основной механизм возврата инвестиций в генерации), рассказали «Коммерсанту» три источника в отрасли. На совещании у вице–премьера Аркадия Дворковича могут принять проект постановления правительства, предложенный Минэнерго 10 октября и меняющий схему расчетов с владельцами новых ТЭС. Как следует из документа, пишет «Коммерсант» десятилетний срок повышенных платежей по ДПМ не будет меняться (сейчас по ним выплаты за мощность для новых ТЭС в несколько раз выше, чем у остального рынка), как и период окупаемости 15 лет. Но основное различие в размере выплат - на поздних сроках. Сейчас максимальные платежи компании должны получать с седьмого по десятый год работы станции (по сути, это сдвинутая на более ранний срок выплата за период с 11–го по 15–й год работы). Теперь такого повышения не будет, а в следующие пять лет доходы новой генерации будут каждый год устанавливаться заново - по правилам ДПМ и с учетом фактической прибыли на рынке электроэнергии (продажа реально выработанных киловатт–часов). Замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко в письме в аппарат правительства утверждает, что вносятся лишь «технические изменения». Но реально предложение Минэнерго означает растягивание выплат на 15 лет, считает источник газеты в отрасли. Перезаключение договоров не предполагается, а право регуляторов ежегодно пересматривать выплаты ставит под вопрос окупаемость проектов, заключает он.
ДПМ, подписанные в 2010 году, обещают ускоренный возврат инвестиций с доходностью около 14% годовых и штрафы за опоздания. Но осенью 2013 года при замораживании тарифов монополий ФСТ и Минэкономики предложили изменить договоры, напоминает издание. Как сообщалось в январе, Минэнерго хотело продлить выплаты по ДПМ до 15 лет, что, согласно анализу «Совета рынка», снизит платежи потребителей в 2014–2022 годах, но повысит в 2024–2032 годах, когда общие платежи по ДПМ должны вырасти с 2,65 трлн до 3 трлн руб. В ФСТ и Минэкономики поддержали идею Минэнерго.
Та схема вызвала разногласия среди участников рынка. Снижение средней конечной цены на электроэнергию составит всего 0,2 процентного пункта в 2016 году и 0,9 процентного пункта в 2017 году, говорили в НП «Сообщество потребителей электроэнергии» и предлагали компенсировать повышенные выплаты из ФНБ. Против были и те генераторы, кто зависел от заемного финансирования и не был связан с крупными банками, поясняет источник «Коммерсанта» в отрасли, в их числе «Квадра», Сибирская генерирующая компания, КЭС. При продлении ДПМ многим пришлось бы договариваться о новых условиях кредитования. В итоге Аркадий Дворкович поручил принять решение набсовету «Совета рынка», где фактически заблокировали пересмотр, рекомендовав сохранить десятилетний срок ДПМ.
Новые изменения механизма ДПМ позволяют корректнее рассчитывать цену, считают в Минэнерго. В ФСТ и Минэкономики подтвердили, что знакомы с предложениями Минэнерго, но свою позицию не объяснили. В НП «Совет производителей энергии» видят в схеме Минэнерго риск пересмотра решений правительства при очередном сдерживании энергоцен, поскольку закреплять параметры в самих ДПМ не планируется. Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка, мнение которой приводит «Коммерсант», считает, что Минэнерго пытается фактически легализовать 15–летний срок ДПМ, совокупные платежи по которому выше, чем в десятилетнем варианте, без переподписания договоров. Этот вариант еще более рискованный для инвесторов: нет гарантий, что правила не изменятся. «Постоянство условий реализации проектов ДПМ являлось залогом эффективности этого механизма»,- соглашаются в КЭС. Директор НП «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев замечает, что, «несмотря на мнение рыночного сообщества, Минэнерго предлагает фактически продлить срок действия условий ДПМ с 10 до 15 лет с увеличением объема доходов генерирующих компаний за счет остальной экономики на сумму около 323 млрд. руб. плюс к уже установленным 1,8 трлн руб.», пишет «Коммерсант».
