АСПЭ отвечает на комментарии энергетического сообщества к материалу о неэффективности программы ДПМ

Уважаемые коллеги!

Мы очень рады что наша попытка критического анализа последствий реализации крупного проекта под названием «ДПМ» с точки зрения потребителей, то есть «тех, кто за всё платит» вызвала такую оживлённую и заинтересованную дискуссию в сообществе. Мы считаем важным поддержать эту дискуссию и ответить на основные содержательные комментарии к материалу.

 Евгений Демин

Цитата из доклада: «Общий результат таков, что если вычесть из понесенных российской экономикой затрат на строительство мощностей в рамках ДПМ (2,54 трлн руб.) полученную экономию в виде относительного отставания оптовых цен на электроэнергию от темпов инфляции и роста цен на энергоресурсы (около 1,68 трлн руб.), то экономика потеряла около 0,86 трлн руб. и продолжит терять деньги, в том числе из-за необходимости замещать иностранное оборудование, установленное по программе ДПМ».

Вот вообще непонятно, как по этому критерию можно делать вывод об эффективности для потребителей программы ДПМ? При всем уважении к автору и принципиальном согласии с подсвеченными ошибками в программе ДПМ.

 Евгений, мы исходили из классического понимания эффективности как соотношения затрат и полученных общественных выгод, то есть, стало ли возможным производство большего объёма товаров и услуг при сократившихся или оставшихся неизменными расходах.

Положительного эффекта для потребителей от ДПМ мы не увидели.

Если допустить, что эффективность – это полученный мультипликативный эффект для экономики за счет роста загрузки машиностроительного сектора, то его нужно искать с микроскопом – объекты ДПМ в значительной части построены на импортном оборудовании и платежи за мощность его полностью перекрыли.

Снижение УРУТ тоже не произошло. С 2011 года введено более 30 ГВт новых и модернизированных энергоблоков, при этом УРУТ снизился незначительно – 330,6 до 313 гут/кВт∙ч, достигнув уровня 1992 года (311 гут/кВт∙ч, данные Минэнерго).

Считать результатом спасение энергосистемы от прогнозируемого на начало 2020-х риска дефицита мощности тоже не получится из-за несбывшегося прогноза. В условиях имевшегося в энергосистеме значительного резерва мощности средствами потребителей можно было распорядиться рациональнее.

Таким образом, программа ДПМ не стала эффективной для экономики. И что ещё более печально: потребители продолжают нести дополнительные расходы на оборудование после завершения договоров, поскольку регулятор позволяет собственникам перекладывать все предсказуемые и реализовавшиеся предпринимательские риски от использования иностранного оборудования на рынок (читай: на потребителя).

Игорь Скородумов

ИМХО передергивание причины и следствия.

Недостаточная окупаемость инвестиций возникла из-за:
1) ограничений на выбор технических решений при модернизации
2) санкции и обстоятельства близкие в форм-мажору

По первому пункту вопрос к СО ЕЭС - почему в задании на конкурс были прописаны технические решения, которые теперь не дозагружены и/или неэффективным.

По второму пункту вопрос вне контура энергетики.

И из этого делается вывод, что механизм ДПМ неэффективен и надо все финансировать из бюджета?

 Игорь, давайте проверим оба тезиса.

1. Анализ проводился по объектам из программы ДПМ 2010 года, а не по объектам КОМмод 2019 года.

В программе ДПМ не была предусмотрена конкурсность – проекты реализовывались компаниями по директивному указанию на заранее известных площадках для скорости и простоты продажи активов РАО ЕЭС (перечень объектов и места их размещения зафиксированы тут: РП РФ от 11.08.2010 №1334-р).

СО ЕЭС не прописывал технические решения и ограничения для объектов ДПМ.

Проанализировать эффективность программы КОМмод мы планируем в будущем, поскольку уже сейчас видно, что она не лишена недостатков. Например, энергетики уже отказались от реализации проектов КОМмод более чем на 2 ГВт.

2. Влияние санкций на первую программу ДПМ близкое к нулевому. Они случились гораздо позднее, чем были введены объекты ДПМ. Выбор технических решений и работу оборудования санкции фактически не затронули. Подтверждение тому – отказ от продления механизма экономии ресурса газовых турбин, который оказался невостребованным у собственников генерации. Исключением могут быть единичные проекты ДПМ с оборудованием GE. На реализацию программы КОМмод санкции также оказали минимальное влияние, поскольку установка основного отечественного оборудования было главным требованием конкурсного отбора. Мы знаем только об одном проекте ПГУ-850, от которого пришлось отказаться из-за санкций. Представляется, что этого недостаточно, чтобы списывать на санкции недостаточную эффективность ДПМ/КОМ мод. Вместе с тем, влияние санкций всё-таки проявилось и ещё проявится в более поздних проектах, о чём мы упомянем в комментарии ниже.

Игорь, нет дилеммы «ДПМ или бюджет». Инвестиционных механизмов гораздо больше – об этом говорим мы, об этом говорят сами поставщики: инвестдоговоры (аналог РРА), контракты на разницу цен, налоговые льготы, госсубсидии и др. (см. слайд из презентации А.Г. Паниной).

Наше мнение: целесообразно предоставить участникам энергорынка максимальную возможность выбора инвестмеханизмов, не ограничивая его ДПМ-образными инструментами или сугубо бюджетным финансированием.

 Михаил Молчанов

«За период 2011-2021 гг. компания ПАО «Юнипро» (бывш. название ОАО «Э.ОН Россия») выплатила дивиденды на общую сумму более 159 млрд рублей, из которых 133,14 млрд рублей было выплачено концерну E.ON (Германия)»

Михаил, если Вы вспомните за сколько E On купил ОГК-4 и сколько было инвестировано в него в 2007-2008 году, вспомните что этот актив им теперь фактически не принадлежит и сопоставите эти расходы с полученными дивидендами, то, наверное, поймете (а я уверен что и так понимаете) уровень аналитики этой статьи. Честно говоря, дальше я читать и не стал…

 Михаил, по открытым данным, покупка обошлась концерну E.ON около 146,3 млрд руб., однако, эта инвестиция стала быстро окупаться за счет:

• прямых дивидендных выплат - около 133,14 млрд
• косвенных выгод – контрактов с зарубежными компаниями на строительство объектов ДПМ и договоров на сервисное обслуживание оборудования (Например, на Яйвинской ГРЭС установлена ПГУ 448 МВт с газовой, паровой турбинами и генератором Siemens. На Шатурской ГРЭС и Сургутской ГРЭС-2 также установлено импортное оборудование)

А из выгод, которые получила российская экономика, следует вычесть дополнительные затраты на вынужденную замену парка импортного оборудования на отечественное.

Необходимо также отметить, что Россия не была инициатором введения санкций, следствием которых стала ситуация с активами зарубежных компаний.

Да и в вопросе эффективности зарубежных инвестиций не все так однозначно… Все помнят про качество строительства и эксплуатации энергоблока №3 на Березовской ГРЭС, а также причины и обстоятельства этой ситуации… Честно говоря, дальше распространяться, наверное, и не стоит…

 Алексей Преснов

Неплохой анализ с точки зрения собранных данных, но автор не разобрался в сути того, что представляет из себя мощность на рынке электроэнергии, как товар. Именно отсюда и произрастают все эти доводы о том, что оплата мощности должна быть увязана с величиной КИУМ. На самом деле мощность в принципе не зависит от КИУМ, поскольку ее стоимость определяется спросом в том числе и в первую очередь в пиковых режимах, доля которых в общем графике невелика по определению. ДПМ – это тарифная конструкция, разновидность RAB, замаскированная в псевдорыночные одежды. Суть всех этих изъянов ДПМ, упоминаемых в статье, связана как раз этим качеством механизма, а не с «незаслуженной» оплатой мощности ресурсам с низким КИУМ, которые не нужны энергосистеме не из-за того, что у них низкий КИУМ, а из-за того что они просто построены по субъективным решениям не там, где они нужны.

Иными словами, низкий КИУМ, как и сама технологическая конфигурация этих ресурсов – ПГУ, это следствие некорректных решений, за которые никто не несет ответственности в механизме ДПМ, а платят в итоге все. Именно поэтому рынок мощности должен быть рынком, а не ДПМ или его аналогами. Последние конкурсы, на которые никто не приходит, и вообще кризис всей системы инвестиционного процесса в электроэнергетике России – убедительное подтверждение этого тезиса. Нужен настоящий конкурентный маржинальный рынок с единой ценой для всех ресурсов.

 Алексей, дискуссия, является ли мощность товаром в терминах энергорынка близится к завершению.

На наш взгляд, мощность в понятийном аппарате взаимоотношений на энергетическом рынке обладает всеми признаками услуги:

• мощность - это готовность оборудования к выработке э/э в любой момент времени
• мощность неотчуждаема и покупатель не может воспользоваться ею по своему усмотрению

В своё время на это обратил внимание судья Арбитражного суда г. Москвы по иску РУСАЛ к ЮНИПРО в связи с аварией на энергоблоке №3 Берёзовской ГРЭС,  указавший, что «свойства окружающего мира описываются физическими законами, а не создаются нормативным регулированием». Мощность является характеристикой физических свойств объекта, но не является его принадлежностью или составной частью. И далее – «мощность не обладает свойствами товара, в том числе «особого» товара, и не относится к объектам гражданских прав, не обладает свойствами оборотоспособности, не может отчуждаться от одного лица к другому и в силу физических свойств не может передаваться от одного объекта к другому».

Кроме того, «мощность», как товар, не подчиняется экономическим законам спроса и предложения – при снижении спроса (расчетной базы) и избытке предложения (генерации) – цена, наоборот, растет. Рынок мощности не эластичен – рост цены не приводит к снижению спроса, а сама модель рынка мощности построена на перманентно растущем спросе. Пример: снижение спроса и стремительный рост цен в период COVID-2019.

Регуляторы разделяют озабоченность потребителей и идут по пути совершенствования и повышения эффективности рынка мощности:

• введена дифференцированная оплата мощности, с 2027 года будет оплачиваться в зависимости от востребованности (загрузки)
• отборы проектов ВИЭ проводятся по критерию минимизации одноставочных цен. В 2024 году цены от ВИЭ стали существенно дешевле традиционной тепловой генерации (4,6-5 руб./кВт·ч - ВЭС в 2029-2030 гг. против 12-14 руб./кВт·ч - газовой генерации на юге и 16-18 руб./кВт·ч – угольной генерации в Сибири). Снижение стоимости накопления повышают готовность ВИЭ к выработке энергии и управляемость, а цену - конкурентоспособной.

 Алексей, действительно, потребители расхлебывают последствия низкой эффективности механизма ДПМ – об этом мы и написали – и как вы правильно отмечаете, «рынок мощности должен быть рынком, а не ДПМ или его аналогами». Подписываемся под этим обеими руками! 😊))))))

Вопросы развития энергорынка не должны ограничиваться выбором наименьшего из зол - ДПМ или бюджет. Практика инвестмеханизмов в мире гораздо шире, мы упомянулиоб этом выше, и лучшие мировые примеры целесообразно внедрять и у нас.

Автор

?! А доходность, ну, или хотя бы компенсация инфляции автором статьи не предполагается?

Доходность, включающая возможность компенсации инфляционных потерь, предусмотрена внутри платежа по ДПМ.

Так, например, объем капзатрат на реализацию программы ДПМ составил около 1,3 трлн рублей, объем платежа - 2,54 трлн рублей. Разница между величинами составляет 1,24 трлн рублей, которая включает операционные затраты и оплату доходности инвестиций.

Можно и иначе подтвердить этот вывод. Так, например, разница в средней цене мощности по ДПМ и цене КОМ на 5-летнем горизонте составляет около 4,5-8,5 раз (в 1 ЦЗ). Исключив из платежа операционные расходы и окупаемость капитальных затрат, нетрудно убедиться, что уровень и объем полученных доходов с лихвой покрывают и доходность, и инфляцию.