Штрихи к реформе

Финальные вводы

В марте начались стройки на последних ДПМ-объектах. После их завершения Верхнетагильская ГРЭС получит новый энергоблок мощностью больше 400 МВт, а ещё одна станция «Интер РАО» – обновлённая Пермская ГРЭС – и вовсе войдёт в пятёрку крупнейших теплоэлектростанций РФ. Незадолго до этого Лукойл начал сооружение ПГУ вблизи газохимического комплекса «Ставролен». Новая установка также строится в рамках ДПМ: всего по этой схеме компания введёт в строй пять ПГУ общей мощностью 890 МВт. Очередными ДПМ-вводами в 2013 году уже отметились ОГК-2, ТГК-1 и ТГК-11.

Всего до конца 2015 года, когда завершатся основные ДПМ-стройки, этим и другим предприятиям ещё предстоит запустить свыше 11 ГВт генерирующей мощности в рамках своих договорных обязательств. Причём для многих компаний такие объекты станут ключевыми драйверами роста не только сегодня, но и на ближайшую перспективу. «Для «РусГидро» запуски по ДПМ (около 1000 МВт в следующие два года) практически удвоят выручку от продажи мощности и выведут свободный денежный поток в зону положительных значений с 2014 года»,– отмечает аналитик «Альфа-Банка» Элина КУЛИЕВА. Похожая ситуация и у ОГК-2, которая показала позитивную статистику по выручке за первый квартал. «Существенную роль в увеличении данного показателя сыграл рост выручки от реализации мощности по ДПМ на Адлерской ТЭС», – пояснили в компании.

ДПМ позволило не только улучшить финансовые показатели участников рынка, но и организовать стратегические энергостройки. Так, основные объекты сочинской Олимпиады, в том числе упомянутая Адлерская, а также Джубгинская ТЭС вводятся именно на базе ДПМ.

Построенным вслед за этими объектами блокам окупаемость фактически уже не гарантируется. Механизм договоров на поставку мощности будет работать ещё без малого пятилетку. В 2007–2017 годах будет введено таким образом чуть более 35 ГВт, однако, это лишь 15% от установленных потребностей страны.

Дефицитная схема

Именно с угрозой дефицита связаны основные претензии к модели рынка, разработанной идеологом реформы РАО ЕЭС Юрием УДАЛЬЦОВЫМ. Проект предполагает, что генераторы и потребители будут взаимодействовать между собой самостоятельно, заключая прямые долгосрочные договоры. Но каких-либо гарантий для инвесторов эта схема не предусматривает. Если же не включить средства на модернизацию, ввод первых отремонтированных станций начнётся не раньше 2018 года – быстрее сделать это не даёт длительность инвестиционного цикла. Тогда установленные мощности старше 40 лет займут больше половины в целом ряде энергосистем, а это прямой путь к невосполнимому недобору генерации.

Документ планируется дорабатывать до начала июля. На совещании у премьер-министра Дмитрия МЕДВЕДЕВА говорилось, что влияние новой схемы на энергетику ещё нужно до конца изучить. Хотя назывались и плюсы, в частности снятие с покупателей расходов на обеспечение надёжности работы системы. «Порой потребители говорят, что готовы приобретать электроэнергию пусть невысокого качества, пусть с перебоями, но по стабильным тарифам. Но на самом деле это только разговоры – привёл контраргументы, выступая на форуме «ТЭК России вXXI веке» глава «Газпром энергохолдинга» Денис ФЁДОРОВ. – На деле потребители хотят качественный продукт, и, следовательно, им придётся за него платить».

В свою очередь глава НП «Совет рынка» Вячеслав КРАВЧЕНКО отмечает, что сейчас отдавать всё на откуп рынку было бы преждевременно. «Можно, например, говорить так: мы заключили долгосрочный контракт с 20 клиентами, идите под него кредитуйтесь и стройте. Это абстрактная модель, и надо учитывать, что у нас пока на долгосрочную перспективу мало кто планирует», – заявил он в интервью «Коммерсанту».

К тому же в соответствии с новой моделью у государства фактически не останется путей для вмешательства на случай различных кризисных ситуаций, в том числе при крупных долгах и просрочках. «Если мы допускаем возможность, что генератор и потребитель могут договориться, то в этот процесс будет тяжело вмешаться», – говорит КРАВЧЕНКО.

Где взять деньги

Чтобы гарантировать возврат хотя бы части инвестиций, преимущественно в модернизацию, был разработан механизм «ДПМ-штрих». Он прежде всего призван дать участникам рынка понимание, за счёт чего они будут развиваться и окупать свои капитальные затраты. По словам главы «Совета рынка», модель «ДПМ-штрих» можно назвать аналогом абонентской платы, которая действовала при РАО «ЕЭС России». Но принципиальная разница в том, что тогда средства собирались в интересах одной компании. А сейчас предлагается направлять их нескольким генераторам, заинтересованным в развитии мощностей.

Директор НП «Совет производителей энергии» Игорь МИРОНОВ обращает внимание на то, нынешняя цена позволяет окупать существующие станции, но едва ли обеспечит возврат инвестиций в модернизацию или новое строительство. «Инструмент ДПМ доказал свою эффективность и работоспособность, в рамках него генераторы обязуются реализовать проекты строительства новой генерации в обмен на предпосылки для возврата инвестиций. Необходимо доработать модель экономического стимулирования инвестиций в модернизацию генерирующих мощностей на основе методологии ДПМ», – подчёркивает МИРОНОВ в своей статье о реформировании электроэнергетики.

Без такого подхода планировать модернизацию, в том числе тепловых сетей, практически невозможно, уверен генеральный директор «Квадры» Владимир ШЕЛКОВ. В рамках ТЭК-форума он также заявил о необходимости дальнейшего использования ДПМ-механизмов как одного из немногих, способных удержать активно инвестирующие компании на плаву. «Когда началось реформирование, нам демонстрировали, что все обоснованные затраты по продажам электроэнергии генерирующим компаниям будут компенсированы. Однако мощности многих станций весьма дорогие, тарифы устанавливает ФСТ. В результате эффект для компаний оказался нулевым. Сегодня основной драйвер развития для нас – строительство объектов по договорам о предоставлении мощности», – считает ШЕЛКОВ.

На пожарный случай

Для устранения рисков требуется не столько новая модель, сколько устранение общих недочётов, лежащих за её пределами, сходятся во мнении специалисты. «У нас пока отсутствует всеобъемлющая понятная система планирования и прогнозирования в энергетике: существующие программы уже устарели и не соответствуют действительности»,– подчёркивает Вячеслав КРАВЧЕНКО. Кроме того, действующие программы территориального развития зачастую созданы без необходимой проработки. При должном уровне прогнозирования система ДПМ могла бы работать более эффективно. «Думаю, что, наверное, всё было бы по-другому. Может быть, и объектов ДПМ было бы поменьше, и цены были бы несколько иные», – говорит глава НП «Совет рынка».

Еще один камень преткновения на пути к правильному ценообразованию – неплатежи. Энерговоровство и высокие задолженности влияют на цену электроэнергии не меньше, чем «лишние» объекты генерации. Сегодня потребители должны энергосбытам около 147 млрд рублей, и цифры растут. Причем, по словам КРАВЧЕНКО, речь идёт о принципиальной позиции неотключаемых потребителей, которые пользуются своим особым положением. Сложившуюся ситуацию наблюдатели также восприняли как доказательство того, что государству пока рано устраняться с рынка.

И хотя Минэнерго на словах склоняется в пользу модели прямых договоров, на самом деле власти, похоже, не готовы отказаться от схемы ДПМ. Так, в апреле было объявлено, что аналогичный механизм будет использован для создания новой ТЭС в Туве, которая покроет региональный энергодефицит. С учётом того, что дефицит, по экспертным прогнозам, угрожает далеко не только тувинским потребителям, вопрос о ДПМ преждевременно считать закрытым.