Программа ДПМ тепловых станций, рожденная в середине нулевых как инструмент продажи генерирующих активов РАО ЕЭС России с целевой нагрузкой по строительству новых мощностей, превратившийся затем в основной механизм инвестиций в российской генерации, в основном завершена – станции и блоки построены. Настал черед всех нас, потребителей, её оплачивать. В ближайшие 5-6 лет эти платежи будут на пике, а затем начнут плавно снижаться. Но свято место пустым не останется - их место быстро займут АЭС и ВИЭ, а также прочие проекты, финансирование которых также осуществляется по аналогичным ДПМ принципам. Потребители волнуются и рисуют графики.

Рисунок 1 - Снижение платежа по тепловым ДПМ

компенсируется ростом платежа ДПМ АЭС/ГЭС, ДПМ ВИЭ и ТБО

Рисунок 2 - Платеж потребителей по мощности за 15 лет растет в 4,6 раза при практически неизменном спросе на мощность

Источник: Ассоциация «НП Сообщество потребителей энергии»

Да, с середины нулевых механизм ДПМ из одного из инструментов гарантирования инвестиционного дохода постепенно превратился в стиль жизни отрасли, основной способ её какого-либо развития. Программа ДПМ тепловых генераторов началась первой и первой должна заканчиваться. Что дальше? Вопрос о том, что будет после ДПМ, в некотором роде сродни вопросу о жизни после смерти и, конечно, он волнует всех причастных.

«Первопроходцы» - тепловые генераторы уже не первый год «говорят об этом». Основные мощности ТЭС в стране были построены в 60-80х годах прошлого века. Понятно, что они не молоды, а некоторые откровенно стары и требуют внимания и обновления. Как это делать и во что это в итоге выльется к середине 20х нынешнего века – вопросы не праздный ни для генераторов, ни для потребителей. Сети тоже «в теме» - они тщательно следят за тем, сколько зарабатывают их смежники. Крупные тепловые генераторы, объединенные в ассоциацию «НП Союз производителей энергии», уже довольно давно, настойчиво, под разными соусами и названиями продвигают идеи «неоДПМ». Пару лет назад в моде были ДПМ’, но потом, очевидно поняв, насколько ДПМ непопулярен сегодня среди практически всех квалифицированных участников нашего рынка и регуляторов , «сменили вывеску» – теперь больше говорят о ценах КОМ, точках кривых и углах их наклона, конкурсах для новой генерации, а также необходимости загрузки инжиниринговых и энергомашиностроительных компаний и мощностей. Но суть остается прежней – тепловые генераторы так или иначе хотят найти способ сохранения той полноводной денежной реки, которая течет в их казначейства по ДПМ сегодня.

Вот и статья завотделом ИНЭИ РАН к.э.н. Федора Веселова и м.н.с. Андрея Соляника в журнале Энергорынок посвящена проблеме поиска решения по сохранению этого потока в направлении генераторов с наименьшим ущербом для потребителей. То есть - про волков и овец. Статья интересная, с расчетами, анализом и предложениями, поэтому точно заслуживает внимательного прочтения и детального разбора.

Начинается все с больших цифр. Введено (всего – не только ТЭС) по ДПМ около 35 ГВт, ожидается еще 7-8. Но к 2025 году существуют риски 50%, а к 2035 году – 80% выбытия действующей мощности ТЭС. Сколько это? Сегодня ТЭС составляют около 67% всей установленной мощности или около 159 ГВт. Грубо: около 30 ГВт – новые мощности по ДПМ, значит «старой» мощности – около 130 ГВт. 50% «действующей мощности» к 2025 году - это примерно 80 ГВт, значит от «старой» более 60% - к 2025 году. А к 2035 году практически все нужно менять. Минэнерго в материалах к Стратегии 2035 говорит о 59,6 ГВт мощности ТЭС, подлежащей модернизации по достижению паркового ресурса к 2025 году. Цифры впечатляющие.

Согласно авторам статьи примерно 60% от подлежащей «реновации» мощности - это глубокая модернизация с улучшением экологических и экономических характеристик, которая оценивается в 30-50% от стоимости новых мощностей, а оставшиеся 40% - полная замена оборудования паросиловых газомазутных блоков (но без демонтажа в полном объеме) в основном на ПГУ, что оценивается в 80-100% от стоимости новых блоков. Объем инвестиций 5,2 трлн. рублей. Далее идет сравнение с другими стратегиями обновления – консервативной, по которой предлагается только глубокая реконструкция действующих ТЭС с минимальными вводами новых станций на базе новых технологий, и оптимистичной, предлагающей тотальную замену старых ТЭС на новые. Понятно, что рекомендуемая авторами статьи стратегия 60/40 выглядит оптимально «срединной», при этом они ссылаются на рассчитанный ими в другой работе существенный отраслевой эффект по сравнению с альтернативными сценариями.

Но вот тут у нас первый вопрос. На первый взгляд, наивный и неуместный. Почему вообще нужно менять? Насколько это необходимо? Ответ - потому что выработан «парковый ресурс». Ну и что? Парковый ресурс и технический износ – разные вещи. У нас работает множество объектов в самых разных сферах, начиная с жилья, «реновация» которого в Москве привлекает повышенное общественное внимание в последнее время, где «парковый ресурс» или аналогичные характеристики давно превышены, но все пока стоит и работает. В той же энергетике – атомные блоки большинства станций превысили расчетные сроки эксплуатации, однако были проведены мероприятия по модернизации и сроки были продлены. А, например, в гидрогенерации?

Рис. 3 Типовые ресурсы оборудования в энергосистеме

В тепловой тоже:

Источник - Romansmirnov.org

Последний столбец – это формальный "бухгалтерский" износ, что видно из соотношения к назначенному ресурсу и к реальному состоянию оборудования прямого отношения не имеет. Об этом, кстати, по ходу статьи далее, говорят и авторы: «возрастной критерий неоднозначно соотносится с показателями предельного ресурса эксплуатации оборудования (как правило, парковый ресурс эксплуатации истекает через 30-35 лет, однако он может неоднократно продлеваться по результатам обследований или уже проведенной модернизации)». Более того, существуют различные мнения и исследования как на уровне компаний, так и на общероссийском экспертном уровне о том, что действующие паросиловые установки, построенные в СССР, далеко не исчерпали свой фактический ресурс, в разы больший, чем у газотурбинных установок, являющихся основой ПГУ, за переход на которые в части «полной замены» 40% подпадающих под «реновацию» ТЭС ратуют авторы. Минимальные затраты по продлению ресурса на уровне капремонтов и замены важных узлов и деталей генераторов турбин и котлов, не говоря уже о насосах и другом вспомогательном оборудовании, позволят продлить эксплуатацию таких объектов на многие годы, и это подтверждено реальной практикой работы многих и многих станций и блоков. Широко известные системные аварии последних 7-10 лет, как правило были связаны либо с ошибками персонала, либо с отказами оборудования, произведенного, как ни странно, в постреформенные годы. Мы не припоминаем аварий и даже крупных инцидентов на советском оборудовании, тем более на станционном. Как известно, караул, который кричали некоторые деятели в середине нулевых и рисовали при этом страшные кресты и апокалиптические картины будущего, обошелся нам всем в копеечку. Не углубляясь более в детали инженерных вопросов, отметим, что хотя необходимость модернизации значительной доли старых ТЭС в стране не вызывает сомнений, в том числе и часто в первую очередь по экологическим соображениям и требованиям, все же приведенные в статье данные по требуемым объемам модернизации не выглядят достаточно обоснованными.

Второй вопрос, который сразу возникает по прочтению статьи – и это, честно говоря, наша главная претензия, - касается подхода авторов к расчетам необходимых средств для модернизации - по прогнозным НВВ. Там много правильных и очень логичных предположений. Например, говорится о расчетных величинах стоимости мощности за минусом доходов на РСВ, т.е. о фактической величине NET CОNE – чистой стоимости входа на рынок новой или модернизированной мощности, что, вообще говоря, является базисом при конструировании дизайнов рынков мощности, почему-то игнорируемом у нас, но почему по НВВ – параметру, применяемому при регулировании тарифов? Разве в генерации у нас тарифы, за исключением объемов по РД ?Разве цена мощности для модернизации или для замены не должна определяться в рыночной модели исходя из баланса спроса и предложения? Разве это не азбучная истина рыночных отношений со времен Адама Смита : Consumption is the sole end and purpose of all production; and the interest of the producer ought to be attended to, only so far as it may be necessary for promoting that of the consumer?

Кстати, здесь же – модернизация на промышленных объектах обычно проводится на амортизационные отчисления плюс инвестиции на улучшения – повышение энергоэффективности, улучшения характеристик и т.д. В расчетах авторов амортизационные доходы в качестве источников финансирования не упоминаются. Понятно, что все то, что было до начало нулевых в отрасли, «сгорело», как и во всей остальной стране, но примерно с середины нулевых эти деньги поступали в генкомпании – с их участием формировалась себестоимость, то есть с них, как минимум, не платился налог с прибыли. Где эти деньги, причем немалые на сегодня, и почему они не участвуют в прогнозных расчетах необходимых средств для модернизации? Почему мы опять говорим о том, что потребители должны сполна заплатить за восстановление парковых ресурсов и улучшение характеристик оборудования станций и блоков не принадлежащих им генкомпаний на очень комфортных для последних и крайне рисковых для них самих условиях? В чем тут экономический смысл и разумность рыночного поведения для потребителей?

10%-я ставка дисконтирования? 15-летние сроки окупаемости в горизонте 2025-2035 годов объектов со сроками жизни в 50-60 лет минимум? То есть авторы статьи, похоже, не верят в 4% инфляцию, о которой нам говорят власти (мы, правда, тоже) уже сегодня. Но не верить в лучшее страны и её экономики через 10-20 лет, это чересчур.

Выбирая стратегию и называя её «рыночной» поддержкой модернизации тепловой генерации, авторы приводят расчетные данные о недостаточности средств для запуска такой программы при существующих сегодня механизмах оплаты мощности и электроэнергии уже с 2020 года. Дефицит средств, по мнению авторов, будет динамично нарастать и к 2035 году достигнет 18% от НВВ (или, мы бы все-таки сказали, прогнозной выручки) ТЭС. Исходя из этого посыла, с которым в целом можно согласиться (хотя, как уже отмечали, величины дефицита, рассчитанные из объемов и стоимости необходимой модернизации вызывают сомнение), авторы предлагают изменить ценообразование на оптовом рынке. Вопрос в том, как это сделать и какими средствами – настоящими рыночными механизмами или опять пойти по пути а-ля ДПМ для новых объектов и назначенных правительством цен на КОМ для старых, рассчитанных от обратного из тех же НВВ станций по методикам ФСТ. И тут мы видим, что авторы, разбирая рыночный вариант отпуска цен газ, стимулирующего внедрение высокоэффективных с точки зрения УРУТ и общего КПД станций за счет повышения доходности на основном рынке баланса реального потребительского спроса и предложения – рынке электроэнергии, приходят к выводу о нереалистичности этого подхода, поскольку это приведет, помимо прочего, к необходимости «изъятия дополнительной маржи у ГЭС и АЭС». То есть априори рыночные инструменты и принципы, такие как свободные цены на топливо - неважно, на газ или уголь, - межтопливная и технологическая конкуренция в приведенных издержках, маржинальное ценообразование, дающее преимущество наиболее эффективным генераторам на рынке электроэнергии, признаются авторами нереалистичными и неприемлемыми для корректировки ценообразования, необходимого для модернизации ТЭС. Ну, если не это, то закономерно другое – авторы принимаются за «сегментацию» рынка мощности - излюбленный прием наших доморощенных модельеров псевдорынков, пытающихся совместить несовмещаемое, выхолащивая их рыночную суть, оставляя им только внешнюю «как бы» рыночную форму.

Цель обозначается сразу – сохранить нетронутым до 2030 года существующий денежный поток с пиком платежей по текущим ДПМ в пользу генераторов в объеме около 500 млрд. рублей с последующем ростом к 2035 году до 650 млрд.

Рисунок 4 – Динамика необходимой выручки при оплате мощности при реализации рекомендуемой стратегии обновления ТЭС в 2016 году

То есть ту кривую платежей, которую прогнозируют потребители к 2028 году с максимумом свыше 1 трлн. на рис. 1, нужно существенно поднять – на пик ДПМ, то есть еще на 450-500 млрд. рублей или на 40-50% в год. Такова цена вопроса. Потребители, готовьтесь: ваши расчеты еще не «дно».

Далее - средства или «настройка ценовых параметров». Авторы признаются, что считают существующие механизмы оплаты мощности – КОМ с единой ценой и еще не применявшийся, но нормативно готовый механизм конкурсов по принципам оплаты ДПМ для новой генерации в местах повышенного спроса, - вполне достаточными для привлечения инвестиций в «реновацию» ТЭС. Далее авторы объясняют, почему конкурсы ДПМ для новой генерации на самом деле не ДПМ «при всей их внешней схожести». На наш взгляд, неубедительно. И там, и здесь места строительства новой мощности определяет не фактический спрос по итогам анализа узловых цен в энергосистеме на рынке, а администраторы рынка – Минэнерго и CO. История с конкурсом ТЭС в Тамани это наглядно показывает. Тот факт, что в конкурентных отборах проектов (КОП), как называют этот механизм авторы, могут участвовать сети, ничего по сути не меняет. Главное тут другое: параметры доходности, сроки окупаемости и распределение ценовой нагрузки на всех участников рынка в зависимости от их вклада в потребление мощности в пределах ценовой зоны – в точности как в ДПМ.

Одной из основных проблем, которую создали ДПМ на нашем рынке, является, по нашему мнению, то, что этот механизм разрушил суть и целостность концепции рынка мощности и его роли в модели. Напомним, что рынки мощности или механизмы оплаты мощности в постреформенных моделях рынков создавались для того, чтобы заполнить вакуум в ценовых сигналах, приходящих с краткосрочных и спотовых рынков, о необходимых балансах мощности на среднесрочную и долгосрочную перспективу. Этот вакуум, как правило, связан с тем, что власти не приемлют компенсацию потребителями полных маржинальных издержек генерации с учетом капексов в периоды недостатка мощности в системе, поскольку в такие периоды цены на электроэнергию могут превышать обычные в сотни и тысячи раз. Под разными предлогами и при помощи разных механизмов ценовые всплески сглаживают, что в итоге ведет к невозможности возмещения полных издержек генерации и неопределенностям при возврате инвестиций в модернизацию и новое строительство. Таким образом рынки мощности устраняют инвестиционную неопределенность на некотором обозримом отрезке времени, обычно равном или близким срокам строительства того или иного эталонного блока генерации. По сути, рынки мощности – это конкурентные площадки между новой или модернизированной и "старой" - действующей генерацией (или более широко - новыми и "старыми" ресурсами).

Но не у нас. «ДПМизация» всех новых объектов, начиная с ТЭС и заканчивая заводами ТБО по отдельным условиям и тарифам по сравнению с действующими станциями, при том, что величина спроса на вроде бы конкурентном (!) КОМ учитывает объем предложения этих «спецобъектов», проходящих отбор «по спецпропускам», привела к выхолащиванию сущности рынка мощности, к его фрагментации на касты, а цены на аукционе в итоге стали назначаться административно, «по точкам», непонятно что отражающим. Более того, при переходе в 2015 году от однолетних аукционов к долгосрочному КОМ (при том, что необходимость долгосрочности вообще-то как раз и определяется временем для нового строительства и реализации проектов модернизации, которые у нас в отборе не участвуют), его лишили последнего атрибута рыночности – локализации сигналов стоимости мощности, переведя конкурсы из зон свободного перетока на уровень ценовых зон. Мотивы понятны: по старым правилам почти везде по ЗСП назначались прайс кэпы, поскольку концентрация существующих активов в большинстве ЗСП превышает всякие допустимые пределы, а новые станции и проекты модернизации, где могли бы конкурировать иные субъекты, в них не участвовали, т.е. отборы сводились к согласию участников на назначенные ФАС цены. С этим нужно было что-то делать.

Но вместо решений по существу, основанных на возвращении рынку мощности его сути - конкуренции старого и нового, на мерах по снижению чрезмерной концентрации активов, КОМ превратили в достаточно странное мероприятие: что разыгрывается на нашем аукционе (да еще в долгую), с экономической точки зрения понять сложно. Жалобы генераторов на то, что по факту получая низкую цену в условиях значительного объема невостребованной мощности, (вывести которую из эксплуатации быстро нет ни нормативной, ни физической возможности), они закрепляют на долгосрочном КОМ убытки на годы вперед, вполне обоснованы.

И вот авторы статьи предлагают, по сути, то же самое: вместо конкуренции нового и старого закрепить на нашем рынке мощности на ближайшие 10-15 лет «сегментирование» (а по существу - фрагментацию) сущностно единого рынка в части проектов ТЭС по модернизации через цену КОМ и строительства новых ТЭС через КОП а-ля ДМП. Надо отдать авторам должное, они анализируют все варианты:

- вариант КОП/ДПМ для новых станций и замены оборудования старых, а КОМ только для модернизации и действующих станций;

- вариант КОП – только для новых вводов, а КОМ для замены и модернизации, а также действующих;

- и наконец, настоящего рынка мощности с единой ценой КОМ для всех.

В итоге, приведя расчеты, базирующиеся на допущениях, о которых мы говорили и которые не представляются нам достаточно обоснованными, авторы ратуют за второй – умеренный вариант, все-таки вынося новые объекты за пределы КОМ и таким образом снова дискредитируя основные принципы и цели введения рынков мощности. Можно согласиться с ними в том, что цена КОМ в случае возникновения дефицита и востребованности новых станций в варианте с единой ценой для всех будет выше, чем во втором и первом, но в этом и есть суть конкурентного аукциона – отобрать то, что нужно рынку, а не то, что хочется продать генераторам.

Опыт других стран, вводящих и уже введших рынки мощности как раз для того, чтобы устранить маячащую на горизонте нескольких лет недостаточную адекватность ресурсов в энергосистеме при заданном уровне надежности, например Великобритании, показывает, что в условиях происходящей технологической трансформации даже в таких условиях рыночные цены на мощность остаются низкими. Почему? Потому что никто не хочет в условиях реальной, неимитационной конкуренции вкладываться в длинные и дорогостоящие проекты, которые, возможно, скоро окажутся вне рынка из-за того, что на него массово придут бурно развивающиеся новые, более эффективные, так называемые disruptive, технологии. Аналогичных стратегий придерживаются такие гиганты, как ENEL, EDF, Uniper, Fortum, Vattenfall и другие. Похожие процессы происходят и в Америке. Крупные станции выводятся, часто продаются за бесценок, вводятся небольшие, чаще распределенные. Все выжидают. Регуляторы вводят специальные меры – контрактуют резервы, сокращают долгосрочность аукционов, ужесточают требования по экологии. В Британии доминирует embedded generation с высокими опексами и низкими капексами – фактические новые ценоформирующие субъекты рынка, настолько эффективные, что регуляторы пытаются их ограничивать. Базовые станции – АЭС - строятся с большим трудом, по отдельным механизмам или очень комфортным условиям со стороны инвесторов и девелоперов (благо есть Росатом).

В наших условиях текущего существенного избытка, высокого запаса прочности ТЭС, построенных в советские времена, запланированного роста выработки АЭС и только начинающихся проектов ДПМ АЭС такая стратегия «выжидания» наряду с проведением выборочных мероприятий по модернизации (в т.ч. экологической) за счет собственных и заемных источников генкомпаний, которые они вполне могут иметь при перенастройке всей модели рынка – от РСВ, рынков резервов, до рынка мощности (роль которого должна быть глубоко вторичной к основным торговым площадкам) - представляется наиболее приемлемой, как для самих генераторов, так и для потребителей. При этом из рынка должны быть исключены все объекты, имеющие ту или иную внерыночную поддержку а-ля ДПМ. Потребители не то чтобы не готовы платить за мощность вообще. Они хотят платить за то, что им на самом деле нужно в данный момент времени. На наш взгляд, усилия экспертного сообщества в части стратегического анализа и прогнозирования развития отрасли должны быть направлены, прежде всего, на поиск настоящих рыночных драйверов, а не на закрепление тех родовых изъянов модели нашего рынка, которые и приводят к застою, отставанию от глобальных трендов в технологиях и экономических решениях.

В этой связи на первый взгляд интересными показались идеи о внедрении рынка модернизационных сертификатов, которые могли бы использоваться в качестве инструмента по привлечению инвестиций в реновацию или строительство новых мощностей. Аналогичное решение, как известно, внедрено на рынке мощности Франции, а также на рынке поддержки ВИЭ в ряде европейских стран. С учетом того, что ДПМ ВИЭ (по которым торгуется товар, который, вообще говоря, не существует у большинства ВИЭ) изжили себя как метод и вызывают еще большее отторжение у большинства потребителей, чем собственно ДПМ традиционной генерации, хорошо зарекомендовавшие себя схемы поддержки через зеленые сертификаты могут оказаться неплохой альтернативой в будущем неизбежном развитии этого направления в российской энергетике. Другой вопрос, что сертификаты как инструмент являются антагонистами централизованному аукциону с единой ценой, и их применение потребует перенастройки всей модели. Но в долгосрочном плане, с учетом трендов по развитию распределенной энергетики, замещающей традиционную, децентрализованные механизмы оплаты мощности могут оказаться значительно более привлекательными по сравнению с нынешними, поскольку определяют цену на мощность исходя из прогноза и фактического спроса самих потребителей, а не через регулятора. Однако как это будет работать в контексте их применения, описанном в статье - в рамках "сегментированного" ценообразования для новых, модернизируемых и действующих станций по единым ценам КОМ или КОП - не важно, и в чем смысл выпуска таких сертификатов, к формированию стоимости которых потребители не будут иметь никакого отношения, а их функцией станет лишь подтверждение выполнения проектов и их перераспределения среди участников, осталось для нас неясным.

В заключение отметим, что Федор Веселов и его коллега Андрей Соляник поднимают своей статьей дискуссию о жизни после (смерти) ДПМ на абсолютно новый уровень, приводя конкретные цифры и расчеты, которые, несмотря на все наши замечания, могут служить ориентиром для понимания уровня возможных затрат экономики в целях обеспечения её надежного энергоснабжения в условия централизованного дирижисткого рынка. При этом будут ли такие затраты эффективными с точки зрения конечного результата - поддержания электроэнергетики страны на конкурентоспособном уровне в долгосрочной перспективе - остается под большим вопросом. Такие сценарии дальнейшего развития отрасли вполне вероятны, но всё же нам представляется, что нужно идти другим путем, если мы хотим все-таки завершить затянувшийся переход отрасли на подлинно рыночные рельсы, каким бы радикальным это ни казалось в сегодняшних реалиях.

Завершив эту реформу и этот переход, мы, наконец, увидим, что реальный рынок работает, как и во многих других, куда более успешных, чем мы, странах. Увидим, как все наши мечты и прожекты о цифровизации и новых укладах в отрасли – интернете энергии, распределенной энергетике, гибким управлении спросом и предложением, когенерации, ВИЭ и т.д. - станут воплощаться в реальные проекты, которые несомненно повлияют и на структуру генерации в стране. И тогда стратегии и генсхемы размещения объектов электроэнергетики страны до 2035 года перестанут выглядеть так уныло убого. На этом пути, конечно, будут проблемы – они есть везде и всегда, поскольку существуют положительные транзакционные издержки и не существует идеальных моделей. Но это будут проблемы другого рода и порядка - роста и развития, а не стагнации и деградации.