Поиск
  • Алексей Преснов, Татьяна Иванова

ДПМ модернизация. Послесловие.


Итак, Минэнерго, наконец, родило Проект Постановления Правительства по модернизации тепловых станций. Мы не раз обсуждали в деталях эту тему, поэтому сегодня не будем рассматривать их подробно. Никаких сюрпризов не произошло: ведомство выбрало наиболее антирыночный сценарий из всех возможных – фактически ручные конструкции по механизму так называемых «договоров» предоставления мощности (ДПМ) с потребителями ценовых зон на оптовом рынке со всеми основными элементами программы ДПМ -1, включая её основной недостаток, помимо очевидной нерыночности – выбор объектов, квалифицированных для участия в программе, не по результатам технологически нейтральных конкурентных заявок, а по субъективным критериям, разработанным чиновниками. Критерии отбора прямо прописаны в проекте и именно они задают основной вектор программы – модернизация в понимании чиновников заключается в том, чтобы заменить изношенное основное оборудование старых ТЭС с высоким КИУМ на такое же, только новое, с примерно такими же характеристиками. И «надстройка газовой турбины» в одном из пунктов, как и заявления представителей Минэнерго о том, что ограничений в части мероприятий по повышению эффективности нет, ничего по сути не меняют. В международных терминах такая модернизация называется refurb, и это не что иное, как капитальный ремонт с элементами замены узлов и агрегатов в привычных советских терминах. Такие операции входят в номенклатуру operation & maintenance (O&M) и, как правило, финансируются из амортизационных отчислений, а в условиях наличия отдельного рынка мощности, который у нас как бы имеется, из платы за мощность и инфрамаржинальных доходов генераторов на рынке электроэнергии. И это точно никакие не капексы в привычном смысле, потому что тут нет новых капитальных расходов, увеличивающих стоимость активов и их ценность с точки зрения эффективности и доходности. Это мероприятия по восстановлению первоначальной стоимости и продлению жизненного цикла оборудования. В этом суть.

Но у нас, по мнению авторов проекта, это капексы, хоть и пониженные: амортизация давно съедена, а капитал у нас дорогой из-за макроэкономических проблем, которые мы никак не можем решить уже лет 20 после глобальной трансформации экономики в 90х, а потому вернуть капексы в нормальном маржинальном рынке никак не получается (страшно дорого будет, а другие генераторы, более новые, которым «модернизация» в виде фактического капремонта не нужна, получат необоснованные доходы). Поэтому вот так: снова по ДПМ – как бы «договорам» поставки мощности тепловыми станциями, отобранными по заявленным капексам и опексам – приведенной одноставочной цене, высокой загрузке и т.д. При запуске первых ДПМ в 2008-2010 гг мы заменили ими в конкурентный рынок мощности в части нового строительства, в том числе в основном потому, что такого рынка на тот момент просто не существовало. Прошло около 10 лет, рынок мощности теперь у нас вроде бы как есть, по крайней мере так считает в том числе и автор реформы электроэнергетики Анатолий Чубайс, но тем не менее и для капремонтов под личиной модернизации он оказывается тоже непригодным. Зато есть механизм «на все руки» – ДПМ, который Чубайс в своей юбилейной статье к роспуску РАО ЕЭС в Ведомостях, называет одним из главных достижений преобразований в отрасли – «инструментом для привлечения инвестиций». То есть то, что у нас называется рынком мощности – КОМ, по факту сегодня существует только для "старой" генерации, но и там цены в крайних точках кривой спроса устанавливаются вручную Правительством и при том совершенно непрозрачно. Сами величины спроса сформированы аналогично и, как минимум, с завышенными резервами. Однако Проект Постановления предполагает значимый рост доходов генерации и в этом сегменте, еще раз подтверждая фактическое отсутствие у нас какого –либо конкурентного рынка мощности, где и цены, и спрос формируются совсем иначе – точно не по постановлениям правительства. Ну да ладно, это все мы уже так или иначе обсуждали. Но есть несколько моментов в Проекте, заслуживающих отдельного внимания. Предлагается оплата мощности в течение 16 лет, причем в первый год только заявленные «условно-постоянные расходы» без возврата «капексов» (хотя в нормальном рынке они все вообще-то и должны быть только «условно-постоянными», учитывая глубину нашей «модернизации»), а затем в течение 15 лет повышенные платежи с базовой доходностью 14%, с привязкой к доходности ОФЗ для возврата капексов.

Тут возникает несколько вопросов.

Первый – про жадность. Если доходность 14% или даже 10-11% с поправкой на доходность ОФЗ, как утверждает Минэнерго (но не подтверждают даже лояльные аналитики), то проекты «модернизации», учитывая короткий срок их реализации, окупаются за 7-10 лет, а далее генерируется чистая прибыль от «вложений» владельцев активов в …свои собственные активы, а вернее в их капитальный ремонт. При этом «вложения» и все связанные с этим издержки возмещаются владельцам отдельно, то есть по факту эти «инвестиции» не что иное, как некий навязанный потребителям займ под твердые гарантии возврата с огромными процентами. Это неслыханная с точки зрения прибыльности и вообще основ экономики бизнес-операция: вы ремонтируете (обновляете) свои активы практически за чужие деньги, таким образом прямо окупая свои первоначальные затраты, и в итоге получаете от этого не только косвенный доход за счет очевидного снижения текущих издержек на содержание при одновременном росте амортизации, снижающем налоговую базу; но и прямой доход, и причем серьезный – до 50% сверху затрат, которые вы в итоге не понесли! Учитывая масштабы бизнеса и длительность во времени, сравнивать можно только с чем-то не очень легальным.

Второй - про 16 лет платежей. Почему 16, а не 15? Или 14? Почему в первый год только «условно-постоянные опексы»? На первый взгляд очевидного объяснения нет. Ну вот так решили. На самом деле логика есть. Это из той же серии причин и обстоятельств, по которых понадобилась такая спешка с продавливанием этой программы и этого Проекта Постановления Правительства и проведение отборов на модернизацию уже в этом году, причем синхронно с КОМ. И даже увеличение сроков поставки мощности на КОМ с 4 до 6 лет тоже в значительной мере в этой логике. Состоит она в стремлении «поймать» ценовой «гребень» ДПМ-1 и не дать возможности снизить фактические нарастающие год от года платежи потребителей за мощность, сегодня в разы превышающие инфляционный рост. Как известно, именно в 2021-23 годах платежи по ДПМ-1 достигнут максимума, а затем начнут снижение. И именно от этой максимальной точки ценовой кривой Минэнерго предлагает в дальнейшем её рост «по инфляции» вплоть до 2035 года, сравнивая с кривой «если бы платежи по ДПМ-1 закончились». Спрэд между кривыми и есть источник финансирования ДПМ-2 и т.д. или так называемые «высвобождающиеся средства».

Понятно, что тут очень важен момент: промедление смерти подобно для ДПМ-2, через год-другой спрэд будет совсем другой, "цена по инфляции" будет начинаться с точки спада, и заставить потребителей вновь платить повышенные платежи после того, как они «вздохнут», будет гораздо труднее психологически и политически. Поэтому нужно чтобы уже на 2022 год были запланированы первые вводы по «модернизированным» мощностям и первые платежи. Но платежи по ДПМ-1 в этот период плавно снижаются в течение нескольких лет, и вот эти несколько лет как раз и замещаются «залповыми» отборами в 2018 году на 2022-24 годы. Поскольку КОМ у нас проводится после определения вынужденных и обязательных к оплате мощностей, которые автоматически включаются в объемы предложения и замещают часть прогнозного спроса, то и сроки поставки мощности в КОМ нужно продлить на пару лет, как раз до 2024 года. Иное разумное объяснение причин продления этих сроков в эпоху, когда всё, включая технологии в первую очередь, меняется с ускорением, представить сложно. Все эти объяснения «для повышения определенности» в инвестиционном процессе – на самом деле ни о чем. Мы с самого начала говорили, что это неправильно, что на других рынках таких сроков нет и там наоборот существует тенденция к сокращению сроков поставки мощности как раз именно с целью «повышения определенности», но ряд участников дискуссии, и в том числе критики программы модернизации, считали, что это некий позитив. Мол, проведение 6 летнего КОМ выявит отсутствие дефицита, и программа модернизации будет скорректирована. Нет, господа, не будет. КОМ и ДПМ-2 синхронизируются по Проекту и ваши аргументы оказались никому не нужными.

А что же про 16 лет и первый год «без капексов»? А это про елку и остаться целым. Потому что, если запустить ДПМ-2 в один год с пиком платежей ДПМ-1, то можно выйти за рамки «поручения президента» – «не выше инфляции», что чревато. Поэтому, что называется, «по лезвию», «аккуратно», между Сциллой и Харибдой в ручном режиме и по ручным расчетам. Президента, который говорил, что программа должна снизить опексы станций (что в итоге не так), а потому ее бремя финансирования не должно быть возложено на потребителей (что в результате ровно наоборот), мы уже "провели", мягко говоря. Годовые квоты, финальные решения Правкомиссии – это тоже всё об этом и чтобы размыть ответственность за беспрецедентную по своим масштабам и последствиям операцию по закреплению технологического отставания страны на годы вперед ради спокойствия чиновников и "определенности". Поэтому по 16 лет платежей с отборами до 2025 года в унисон с КОМ. Правда, это ведет к абсурду с последними вводами по модернизации не позже 2031 года, при том, что реализация таких проектов занимает не более года – двух. То есть отобравшись на конкурсе "по LCOE", где одним из главных факторов является КИУМ, приступать к фактическому капремонту – «модернизации» можно через несколько лет, за которые вообще может всё поменяться и реальная требуемая загрузка в первую очередь, и соответственно целесообразность этой операции по причине ненужности этих активов в принципе. Но это всё издержки, stranded assets, на которые вряд ли будут обращать внимание. Зато «стабильность» и «горизонт планирования». О сути вопроса, пожалуй, хватит. Несколько слов о форме. Проект постановления заключается в изменениях в основополагающий документ, регулирующий наш рынок – Правила оптового рынка , которые вводят туда, в конкретные пункты ПП № 1172 понятия и основные положения всей программы так называемой модернизации. Этими Правилами обязаны руководствоваться все участники оптового рынка. А участниками они являются, в свою очередь, согласно Договору о присоединении, подписываемого каждым из них с АТС и другими структурами Совета рынка. Таким образом, так называемые «договоры поставки мощности» – понятие по определению предполагающее добровольность «договаривающихся» сторон, в соответствие Правилами оптового рынка, изменяемого Постановлениями Правительства, даже без участия законодательной власти, и без учета мнения участников рынка – того же Совета рынка, и главное – плательщиков по этим «договорам», становятся обязательными для всех потребителей страны. Это касается не только ДПМ, это вообще у нас так всё устроено. Но только когда на кону появляются программы такого масштаба, вдруг понимаешь насколько это ущербно и неправильно.

Откуда взялась эта конструкция? Из Америки, откуда «списывали» во многом реформу, где как раз применяются централизованные оптовые рынки – по образу и подобию так называемых RTO – региональных организаций участников рынка, присоединенных к общей магистральной сети, и ISO – независимых системных операторов, управляющих рыночными юрисдикциями в США. Там по форме это некоммерческие партнерства участников рынка – ровно такие, на первый взгляд, как наш Совет рынка. Правда там нет решающей роли государства, как у нас, часто там её вообще нет – есть федеральный регулятор FERC и региональные советы по надежности – и первый, и вторые тоже независимы от Департамента энергетики и Белого дома и обладают совсем другими полномочиями. И это отличие тоже решающее. Потому что правила функционирования этих рынков в США точно не регулируются и не изменяются президентом и правительством США или губернаторами отдельных штатов. Конечно, и тот, и другие косвенно влияют на эти рынки, но вот ДПМ или что-то подобное навязать всем потребителям в угоду каким-то генкомпаниям, своим собственным предпочтениям и представлениям как всё должно быть, игнорируя напрочь любые другие мнения, хотя и ссылаясь при этом на «длительные дискуссии», точно не могут. Достаточно посмотреть на полемику по угольным и атомным электростанциям США в последнее время.

Что в сухом остатке? То, что проблемы нашего рынка лежат глубже, чем часто кажется с первого взгляда. Переделывать у нас нужно многое, к сожалению, почти всё, на наш взгляд, начиная в том числе и с самой конструкции рынка, и его органов управления, распределения их ролей и ответственности. Готовы ли мы к этому? Наверное, пока нет. Не дошло ещё до всех. Во многом это политические вещи. Но важно понимать, что без такой переделки, без коренных изменений в рыночных пространстве и среде никакого значимого прогресса в этой сфере не может быть и не будет.

В этом контексте кажутся странными упражнения одного из главных органов управления энергосистемой и рынком – Системного оператора, связанные в внедрением у нас технологий Demand Response через агрегаторов спроса на розничных рынках, востребованного на, во-первых, настоящих, а не имитационных рынках, а во-вторых, на рынках с высокими колебаниями цен в зависимости от спроса во временной шкале, а в дальнейшем и в пространственной дифференциации. Ничего подобного у нас пока и близко нет. Материалы очередного совещания по этому поводу, состоявшегося недавно, при внимательном ознакомлении демонстрируют как раз тот самый диссонанс, возникающий при перенесении на нашу невозделанную и неподготовленную почву, в нашу антирыночную среду опыта других стран, где условия для внедрения таких механизмов и инструментов совсем другие, и где новые решения эволюционно прорастают исходя из объективных интересов и потребностей участников рынка и общественного блага в целом. У нас Demand Response, по-существу, сводится к "избеганию" оплаты стоимости мощности, в которую у нас запихивают все, что угодно (кстати, Дальний Восток по Проекту будет «модернизироваться» опять за счет надбавок к мощности в ценовых зонах). В результате доля стоимости мощности у нас становится непропорционально раздутой в стоимости электроэнергии в целом, что при нашей системе планирования объемов потребления мощности и трансляции их на потребителей приводит при применении технологий DR к перераспределению ценовой нагрузки на более слабых и «неохваченных» – классическая схема оппортунистического эффекта «недоделанного рынка» для одних за счет других: технологии win – lose, вместо win – win.

Почему так?

Потому что сложно заниматься одновременно поддержкой «модернизации» ТЭС по – минэнерговски: вкладыванием огромных средств в течение длительного времени в ремонт паровозов, в то время как в мире строятся скоростные поезда и Hyperloops, а другой рукой двигать настоящий рынок и прогресс через пилотные проекты, напоминающие высаживание ростков в клумбе рядом с заасфальтированным полем, где и должны, вообще-то, расти деревья. И это касается у нас всех структур, так или иначе имеющих отношение к регулированию и развитию электроэнергетики.

Пора бы уже всем это понять.


Просмотров: 256