В преддверии оттока из энергетической отрасли значительной части средств, обусловленного сокращением повышенной оплаты мощности тепловых электростанций, построенных по договорам на поставку мощности (ДПМ), госорганы возвращаются к концепции стимулирования модернизации старых ТЭС. Рассматриваются различные его формы. Обсуждение этого вопроса вышло на уровень председателя правительства РФ, поручившего разработать для модернизации сходный с ДПМ механизм.
В конце октября премьер Дмитрий Медведев дал поручение Минэнерго совместно с Минэкономики и ФАС проработать вопрос о мерах по модернизации существующей генерации с использованием механизма, "сходного с ДПМ" (договор о поставке мощности, обеспечивающий окупаемость строительства новой генерации). Поручение было дано по итогам заседания Консультативного совета по иностранным инвестициям, куда наряду с другими зарубежными компаниями входят крупнейшие иностранные инвесторы в российский энергосектор: итальянская Enel, немецкая Uniper (ранее E.ON), финская Fortum. Пока меры находятся в разработке, пояснили "Ъ" в Минэнерго.
Концепция ДПМ на модернизацию появилась вскоре после запуска базовых ДПМ: о ней заговорили уже в 2011 году. А в начале 2012 года с детальной программой выступил "Газпром энергохолдинг". Как объяснял тогда глава компании Денис Федоров, некапиталоемкую модернизацию, расходы на которую составляют менее 50% от типовых капзатрат на строительство новых мощностей, компаниям удается покрыть за счет тарифных средств. Но на глубокую модернизацию, требующую от 75% от типовых капзатрат и увеличивающую мощность более чем на 10%, необходимо изыскивать средства за счет механизма, подобного ДПМ. В 2013 году, когда обсуждалось, каким курсом пойдет реформа оптового рынка, модель, в основе которой лежит ДПМ на модернизацию, конкурировала с моделью свободных двусторонних договоров.
За долгие годы обсуждения стимулирования модернизации за счет рынка мощности дело так и не сдвинулось с места — в первую очередь из-за протеста потребителей против дополнительной ценовой нагрузки на рынок. Однако ситуация меняется. В 2018 году большой объем мощности из ДПМ уйдет в КОМ (конкурентный отбор мощности, определяющий цену мощности на долгосрочный период) и денежный поток в генерации резко сократится: если по ДПМ энергетики получают примерно 500 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, то цена КОМ в зависимости от зоны — 112-190 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. В преддверии оттока большого объема средств и генераторы, и органы власти перешли к обсуждению, как удержать деньги в отрасли.
"ДПМ выполнили свою миссию,— считает президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов (цитата по "Интерфаксу").— Было введено 30 ГВт мощностей электроэнергии. Но, к сожалению, сегодня стоит вопрос о том, что 20 ГВт на территории РФ могут не попасть в КОМ". Президент ЛУКОЙЛа считает, что уже сейчас "надо начать диалог с правительством РФ о ДПМ-2 по модернизации станций, которые связаны с обеспечением населения городов". Такие станции, говорит он, как правило, построены в 50-60-е годы XX века и находятся в центре городов, таких как Волгоград, Ростов-на-Дону, Краснодар. Он отметил, что прибыльность электрогенерации в РФ крайне низка, поэтому "дополнительных инвестиций сверх того, что она взяла по обязательствам в рамках ДПМ, компания делать не будет, пока не будет решен вопрос о стимулировании модернизации мощностей, которые были созданы до 1990-х годов".
Заместитель министра энергетики Вячеслав Кравченко в начале декабря говорил, что рассматривается несколько механизмов стимулирования модернизации станций — большинство из них обсуждаются уже не первый год. Это и "ДПМ-штрих", то есть новая программа ДПМ, но уже ориентированная на модернизацию старых станций, и механизм гарантированных инвестиций, когда на конкурсной основе поддерживают точечную модернизацию отдельных станций. Но сложность "ДПМ-штриха", говорил он, в том, что требуются "очень тонкая настройка" этого механизма и кропотливый анализ каждого объекта, который нужно модернизировать. А это, по его мнению, не должно быть прерогативой государства, иначе оно вплотную подойдет к плановой экономике и будет указывать частному сектору, какую турбину ставить и какой объем мощности модернизировать.
Поддержка модернизации может также быть реализована через изменение кривой КОМ и через механизм "новое в обмен на старое", говорит господин Кравченко, когда в обмен на вывод некого количества мегаватт вводится меньшее их количество, а оплата дельты сохраняется на некоторое время у генератора. Пока рассматриваются все варианты, говорил он, и не исключено, что применяться будет не один. Еще один вариант, рассказывал в ноябре заместитель директора департамента госрегулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности Минэкономики Евгений Ольхович,— изменение волатильности цены на электроэнергию за счет роста цены на газ. Тезис о том, что рост цены на газ выгоден энергетикам, лишь звучит парадоксально: дело в том, что новые станции могут конкурировать с уже амортизированными старыми лишь тогда, когда выигрыш при меньшем использовании топлива становится коммерчески заметен. При дешевом газе этот фактор не работает.
"Я думаю, сама жизнь нас толкает к ДПМ-2 или "ДПМ-штриху",— сказал в октябре в интервью Reuters глава "Газпром энергохолдинга" Денис Федоров.— Мы сегодня уже видим реализацию новых проектов в Калининграде, проект на Тамани... внедрение новых механизмов финансирования строительства электростанций. Такие проекты необходимы, и необходима их точечная реализация. Отмахиваться и говорить, что в ближайшие пять-семь лет ничего строить не нужно, я не думаю, что правильно". Отрасль эта "достаточно возрастная", добавляет он, поэтому нужно уделять внимание модернизации электростанций.
В "Интер РАО" считают, что уровень необходимой валовой выручки генерации, сложившийся за счет ДПМ-объектов, следует сохранить. Однако по мнению гендиректора "Интер РАО — Управление электрогенерацией" Тимура Липатова, оптимально было бы частично распределить ее на рынок "старой" генерации, тем самым стимулируя инвестиции в проекты модернизации и продления ресурса работы оборудования, а частично — в строительство новых мощностей". Как говорил он в интервью "РИА Новости", эти средства "частично должны обеспечить рост цены КОМ до момента образования там ценовых стимулов к модернизации" (по расчетам "Интер РАО", около 250 тыс. руб. за 1 МВт в месяц в текущих ценах по всему КОМ), а оставшийся денежный поток (примерно 150?170 млрд руб. в год) "может быть точечно направлен на "ДПМ-штрих" или ДПМ 2.0, то есть на замещение устаревшего, неэффективного оборудования".
В ЛУКОЙЛе добавляют, что помимо механизмов стимулирования модернизации, которые совершенно необходимы, принципиально важно, чтобы продолжалось развитие рынка системных услуг, в том числе регулирования частоты в системе и покрытия пиковых нагрузок. Повышенная оплата пиков могла бы обеспечить рентабельность эксплуатации станций с высокими топливными затратами — как, например, в Англии, где ненужная заводская ТЭС, которую включают только на пиках, может за полтора месяца заработать 80% от той выручки, которую она получала бы в базовом режиме за год.