дпм в энергетике что это такое
Почему ДПМ важны для энергетиков?
Программа ДПМ (договоров о поставке мощностей) была введена в России в 2010 г. для предотвращения прогнозируемого дефицита электроэнергии. Цель программы — обеспечить инвестирование в строительноство новых генерирующих мощностей и реновацию старых.
Дело в том, что рыночные тарифы на поставку мощностей (КОМ) слишком низкие для того, чтобы иметь возможность инвестировать в модернизацию мощностей. По ДПМ энергетики получают гарантированный возврат на свои инвестиции в мощности.
Генерирующая компания обязуется в указанный срок ввести в эксплуатацию определенный объем мощностей для генерации электроэнергии. За это в течение 10 последующих лет она получает гарантию возврата вложенных средств за счет продажи этих мощностей по более высоким тарифам (в 3–6 раз выше, чем по рынку). При этом задержка по срокам облагается санкциями.
Почему это важно для энергетиков
Остальные тарифы и издержки в электрогенерирующих компаниях стабильны, за счет этого продажи по ДМП оказывают значительное влияние на EBITDA и чистую прибыль. Таким образом, когда новый энергоблок вводится в эксплуатацию, рентабельность компании растет.
Для наглядности тарифы поставки мощности по ДПМ Юнипро — сравните сами!
При этом на 2022–2024 г. запланирована новая программа ДПМ-2. После проведения программы ДПМ-1 на рынке возник профицит мощности (прогноз по растущему спросу на электроэнергию не оправдался). Это дает возможность обновить старые генерирующие объекты (на период ремонтных работ объекты выводят из эксплуатации). Сейчас идет отбор объектов для модернизации на 2022–2024.
Соответственно, в ближайшие три года у энергетиков будут расти кап. затраты и снижаться доходы, а далее — по ходу ввода модернизированных объектов, рентабельность пойдет на восстановление.
«Значение программы ДПМ для российской энергетики сложно переоценить»
1 февраля в этом году стало знаковым днём для российской электроэнергетики. В этот день на оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) был выведен последний объект, построенный в России по программе договоров предоставления мощности. Воронежская ТЭЦ-1 «Квадры», введённая в этом году, стала 136-м генобъектом, построенным по ДПМ. За 10 лет в стране появилось почти 30 ГВт новых мощностей, средний коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) которых в 2019 году превысил 60%. Итоги программы ДПМ специально для «Перетока» подвёл председатель правления «Совета рынка» Максим Быстров.
С вводом объектов Воронежской ТЭЦ-1 завершилось строительство генерации по программе ДПМ. Сложно переоценить значение этой программы. Она стала завершающим этапом масштабной реформы электроэнергетики, стартовавшей в начале 2000-х годов, и заложила потенциал развития тепловой генерации в первые годы после реорганизации РАО «ЕЭС России». При реализации программы ДПМ в энергетику были привлечены огромные инвестиции, решена проблема дефицита в различных точках ЕЭС России, введено новое эффективное оборудование.
Напомню, что реформа стартовала в условиях полностью регулируемого рынка электроэнергии и наличия фактически одного мощного участника в лице вертикально интегрированной компании РАО «ЕЭС России», в ведении которой находилась большая часть генерирующих и сетевых активов в стране, сбыт и диспетчерское управление.
Целью реформы было создать условия для эффективного развития отрасли. Лучшим стимулом к развитию любого предприятия и оптимизации любого производства является прямая экономическая заинтересованность собственника в повышении эффективности его работы. Поэтому первоочередными задачами реформы стали передача активов надёжным собственникам и создание рыночных условий для функционирования отрасли. Таким образом, параллельно происходили два глобальных процесса – реорганизация вертикально интегрированных компаний с выделением генерирующих компаний, сбытов, сетей и переход от регулируемого рынка к конкурентному, создающему стимулы к повышению эффективности каждой из компаний.
Почва для самостоятельного функционирования и конкуренции вновь созданных компаний была подготовлена в 2006–2007 годах, после этого началась продажа генерирующих компаний частным инвесторам. В этот период потребление электроэнергии росло впечатляющими темпами, что на фоне старения генерирующих мощностей могло привести к энергодефициту, вплоть до регулярных веерных отключений (примером такого энергокризиса служит московский блэкаут 25 мая 2005 года). Назрела необходимость значительных инвестиций в генерацию, поэтому был нужен механизм, который стимулировал бы новых собственников генерирующих компаний осуществить такие инвестиции. В условиях только родившегося рынка с молодой инфраструктурой, в условиях новых собственников и новых правил игры подобный механизм должен был обеспечить гарантию реализации планов по развитию отрасли.
Таким стартовым толчком и гарантом дальнейшего развития электроэнергетики в новых условиях послужила программа ДПМ. Согласно условиям программы, новые собственники генерирующих компаний, приобретая их, получали вместе с этим обязательство выполнить планы по модернизации и строительству генерирующих объектов, сформированные ещё РАО ЕЭС. Перечень генерирующих объектов, подлежащих строительству и модернизации, был утверждён распоряжением Правительства РФ от 11 августа 2010 года (№ 1334-р).
Важным моментом для реализации задуманного была договорная конструкция ДПМ. С одной стороны, она должна была чётко зафиксировать обязательства генерирующих компаний по выполнению инвестиционной программы, с другой – гарантировать оплату мощности генерирующих объектов, которые по этой программе будут построены: по цене, обеспечивающей возврат инвестиций с определённой доходностью.
Оптимальная конструкция разрабатывалась очень тщательно, и только в конце 2010 года (то есть уже после того, как компании перешли к новым собственникам) были заключены договоры о предоставлении мощности. В итоге под понятием ДПМ подразумевается совокупность договоров: это агентский договор, заключаемый поставщиком с инфраструктурными организациями (ЦФР, «Совет рынка», АТС, СО ЕЭС), и договоры купли-продажи мощности, заключаемые со всеми покупателями – участниками оптового рынка. Мощность по ДПМ оплачивается покупателями в течение 10 лет по цене, которая обеспечивает окупаемость проекта за 15 лет. Это реализовано за счёт того, что в последние 4 года действия договора цена включает компенсацию будущей разницы цены КОМ (по которой поставщики начнут продавать мощность объектов после завершения программы ДПМ) и той цены, которую они бы дальше получали по ДПМ, если бы срок поставки по договору составлял 15 лет. Доходность на инвестированный капитал определяется исходя из базового значения (14% годовых) с учётом колебаний доходности долгосрочных (со сроком погашения около 10 лет) облигаций федерального займа. ДПМ предусматривает штрафы за нарушение сроков ввода генерирующих объектов в эксплуатацию.
Такая конструкция показала себя надёжной и, как оказалось впоследствии, очень привлекательной для поставщиков и банков, которые охотно кредитовали «под неё» генераторов.
Как уже говорилось, на завершающем этапе реформы ДПМ рассматривался как своего рода стимул к продолжению развития отрасли. Ожидалось, что это будет «одноразовая акция» и больше таких стимулов не потребуется. Подобные ожидания базировались на прогнозе, обещающем рост цен на топливо. При этом предполагалось, что новые станции, будучи гораздо эффективнее, чем старые, обеспечат получение маржинальной прибыли от продажи электроэнергии по рыночным ценам, достаточной для покрытия капитальных затрат на строительство и модернизацию. По факту же цены на топливо растут очень медленно, повышение эффективности станции не даёт ожидаемого экономического эффекта собственнику, и «премии за эффективность» недостаточно, чтобы компенсировать значительный объём капитальных вложений. Из-за этого всё чаще речь заходит о новых применениях разработанной для ДПМ конструкции. Она уже применяется в программе поддержки ВИЭ, а программу модернизации тепловой генерации часто называют ДПМ-2. К сожалению, в качестве источника финансирования этих программ выступает рынок мощности, что порождает новые проблемы.
Что же касается содержательной части программы ДПМ, то, на удивление, она претерпела довольно мало изменений, если говорить о перечне объектов, зафиксированных в распоряжении правительства. Да, были незначительные изменения, замена площадок, но ничего существенного: исключено два генерирующих объекта совокупной мощностью около 500 МВт, площадки заменены в отношении 10 объектов (суммарно около 2,5 ГВт).
И самое важное в том, что большая часть программы, несмотря на задержки ввода, в итоге реализована.
Реализация программы ДПМ привела к росту надёжности энергосистемы: число регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения сократилось вдвое относительно аналогичного показателя 2010 года.
Всего в рамках ДПМ было введено 136 объектов, из них 91 новый и 45 модернизированных
Дпм в энергетике что это такое
Договоры на поставу мощности (ДПМ) — механизм гарантированного возврата инвестиций для новых объектов электро генерации.
Тарифы на электроэнергию в России такие ничтожно низкие, что не окупают инвестиции в строительство новых объектов.
Для этого придумали механизм ДПМ.
По ДМП инвестор обязуется в установленные сроки ввести новые мощности, а взамен, государство через повышенные тарифы на мощность, действующие в течение 10 лет, гарантирует возврат инвестиций по определенной ставке.
В 2018 году программа ДПМ практически полностью завершилась.
Введено в эксплуатацию 132 новых блоков
Модернизировано: 7,2 ГВт
Новое строительство: 22 ГВт
Стоимость мощности за весь период ДПМ: 1,122 трлн руб
Окончание платежей ДПМ1 в 2027 году.
Изюминка ДПМ для генерирующих компаний заключается в том, что мощности, построенные в рамках данной программы, оплачиваются по отдельному повышенному тарифу, изначально рассчитываемому исходя из 15-летнего срока окупаемости объекта. Однако в 2016 году Правительством РФ был утвержден ускоренный возврат инвестиций по ДПМ в течение 10 лет. В результате теперь с седьмого года исполнения обязательств по поставке мощности энергокомпании будут получать дополнительные платежи, изначально рассчитанные на 11-15 лет ( не проверено ).
Проблема ДПМ: у энергокомпаний нет стимулов строить качественно, так как потребители почти полностью оплачивают простаивающую из-за поломок мощность.
Дпм в энергетике что это такое
Более разумным представляется первый вариант, поскольку во втором случае лишь «законсервируется» технологическое отставание энергосистемы по отношению к лучшим мировым аналогам.
Давайте посмотрим на эту ситуацию глазами потребителей. Еще в советские времена благодаря реализации плана ГОЭЛРО стало привычным отношение к энергетике как к инфраструктуре, которая всегда, в любых внешних макро- и микроэкономических ситуациях, надёжно и бесперебойно обеспечивает гигакалориями и киловатт-часами. И всё это дёшево, а ещё лучше даром…
При этом все крупные производители, потребляющие большие объёмы электроэнергии, давно уже оперируют показателями дисконтированных денежных потоков (NPV) и сроками окупаемости инвестиций. Для энергетики же такой подход оставался непозволительной роскошью вплоть до 2007–2010 гг., когда была разработана и начата госпрограмма Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Именно она позволила поставить инвестиционный локомотив энергетики на разумные экономические рельсы. Но поскольку критика в адрес данной программы до сих пор не утихла, предлагаю проанализировать ее преимущества и недостатки и учесть их в новых механизмах привлечения инвестиций в модернизацию, которые называют ДПМ-2, или ДПМ-штрих.
Энергетика России десятилетие назад
К 2008 г. российская энергосистема отставала по технологическому развитию от аналогов в странах Западной Европы лет на пятнадцать-двадцать. Если сравнить структуру топливного баланса России и Италии, то окажется, что доля газа в общем объёме выработки электроэнергии двух стран, по данным Международного энергетического агентства (МЭА) и Минэнерго РФ, сегодня примерно равна 42–43% (диаграмма 1). Хотя на протяжении десятилетия в Италии она существенно колебалась (35–55%).
Диаграмма 1. Доля газа в объёме выработки электроэнергии в России и в Италии примерно одинакова, МВт-ч
Источник: Минэнерго РФ, МЭА, Electricity information, 2017
На начало 2008 г. по данным Системного оператора ЕЭС количество современных блоков газовой генерации в России было сопоставимо с Италией аж 1993 г. — 4,6 ГВт (диаграмма 2), то есть отставало на 15 лет; если же сравнивать в процентном соотношении к объёму тепловой генерации энергосистемы, то лаг увеличивался до 20 лет. Когда Европа начала активно внедрять более эффективные технологии в газовой генерации, в России продолжали выжимать ресурс из системы, построенной в 60-70-е гг. XX в., и экономить на тепловой генерации.
Внешне мы жили нормально и, наверное, могли бы жить так и дальше. Однако энергосистема скатывалась в экономически неэффективную долговую яму. И это был не наш выбор. Требовались превентивные меры. Поэтому в момент разделения РАО «ЕЭС России» по видам бизнеса появился механизм ДПМ, который обязал стратегических инвесторов обновить генерирующие оборудование и гарантировать на выходе чёткие параметры энергоустановок по их типу (ПГУ, ГТУ) и техническим характеристикам, включая показатели манёвренности: скорость набора и сброса нагрузки.
Диаграмма 2. Сравнение России и Италии по наличию прогрессивных технологий в газовой генерации (ПГУ+ГТУ) до и после реализации программы ДПМ, в МВт и процентах
Источник: Системный оператор ЕЭС России, Евростат http://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_113a&lang=en
За десять лет начиная с 2008 г. Россия построила по прогрессивным технологиям в пять раз больше генерирующих мощностей, чем за предыдущие 15 лет. Это позволило преодолеть технологический разрыв с энергосистемами Евросоюза. Сегодня ЕЭС России оснащена ПГУ и ГТУ на уровне Италии 2006 г. в абсолютных значениях и соответствует современному уровню большинства стран Западной Европы, например, Великобритании. Но необходимо отметить, что средний уровень технического состояния тепловой генерации России все еще отстаёт от уровня Италии на 20 лет. Между тем российская энергосистема является четвертой в мире по объёму выработки электроэнергии, как отмечает международная аудиторско-консалтинговая компания Ernst & Young. Такую крупную систему нельзя перенастроить за короткое время.
В 2008–2017 гг., по нашему анализу статистики Системного оператора, было выведено 15 ГВт старой мощности, в основном, паросиловых установок (ПСУ) 90 атмосфер (кгс/см²). Тем самым минимизирована загрузка неэффективной мощности с удельным расходом топлива 400–500 граммов на кВт-ч и замещена технологически новыми блоками. Если бы осуществилась замена на стандартный цикл ПСУ с расходом топлива 330 г/кВт-ч, то экономия составила бы 25%. В реальности мы поставили парогазовые установки, заместив выработку с удельными расходами до 500 граммов на кВт-ч, что позволило сократить потребление топлива на новых станциях вдвое (на сопоставимый объем выработки).
Наглядным примером может служить изменение технико-экономических показателей Группы «Газпром энергохолдинг» за десятилетний период. Построив более 8 ГВт мощности в рамках программы ДПМ, мы снизили средний удельный расход топлива (УРУТ) на производство электроэнергии по компании на 8%, с 325 до 300 г/кВт-ч. По блокам ДПМ средний УРУТ достиг значений 213–234 г/кВт-ч. Таким образом, в рамках только Группы «Газпром энергохолдинг» было сэкономлено около 6 млрд кубометров газа, повышена эффективность генерирующего оборудования: в 2017 г. доля выработки на новых блоках в суммарном объёме производства электроэнергии составила 22,6%, что, в свою очередь, способствовало снижению цен на электроэнергию на оптовом рынке.
ДПМ — потребителям
Но главное преимущество от реализации программы ДПМ для потребителей — это замедление темпов роста цен на электроэнергию по сравнению с темпами роста цен на топливо, а также снижение оплаты мощности по КОМ. Экономический эффект по этим двум статьям, по расчётам генерирующих компаний и экспертов рынка, превышает 2,5 трлн руб. с накопительным итогом.
Оптимально рассматривать первую ценовую зону оптового рынка, охватывающую европейскую часть России и Урал. Она в наибольшей степени трансформировалась с помощью современных технологий ПГУ и других, в том числе ВИЭ (диаграмма 3).
Диаграмма 3. Отставание цены РСВ от газа и платы по КОМ от инфляции в первой ценовой зоне ОРЭМ
Источник: расчеты «Газпром энергохолдинга»
За счёт ввода высокоэффективных ПГУ и повышения загрузки АЭС в первой ценовой зоне произошло значительное увеличение объёмов ценопринимания, дополнительно был сформирован избыток предложения. В результате в биржевых котировках рынка на сутки вперёд (РСВ) значительный объем электроэнергии был продан по минимальной цене. При этих условиях темпы роста цен на РСВ в 2008–2017 гг. (68%) оказались на 75% ниже уровня тарифов на газ (+143%). Если бы не было объектов ДПМ, котировки РСВ следовали бы вверх в коридоре стоимости топлива.
По нашим расчётам, темпы роста реальной инфляции к 2021 г. будут опережать темпы роста оплаты мощности по КОМ в первой ценовой зоне на 58 пунктов с накопленным итогом за десять лет, что отчасти является следствием искусственного сдерживания уровня платы за мощность и значительной уступкой потребителям.
Об этом свидетельствуют и независимые эксперты. Международная консалтинговая компания McKinsey отмечает, что цены на электроэнергию благодаря вводу ДПМ сложились ниже ожиданий в среднем на 176 млрд руб. в год, а снижение оплаты мощности по КОМ составило 56 млрд руб. в год. Российское независимое Аналитическое кредитное рейтинговое агентство (АКРА) отмечает: «Опыт тепловых ДПМ показал, что переплата за профицит мощности была компенсирована снижением цен на РСВ» ( https://www.vedomosti.ru/business/articles/2017/12/27/746665-potrebiteli-ne-hotyat-platit ).
Как следствие, конечным бенефициаром программы ДПМ за счёт повышения надёжности и управляемости энергосистемы стала экономика России в целом и промышленность в частности.
Что получила энергосистема:
∙ современное оборудование, использующее экономичный парогазовый цикл (ПГУ) — доля ПГУ+ГТУ в установленной мощности ЕЭС России на начало 2018 г. составила 13%;
∙ первый блок с использованием технологии циркулирующего кипящего слоя (ЦКС на Новочеркасской ГРЭС ПАО «ОГК-2») — пусть это и спорное достижение с точки зрения принадлежности к отечественной технике, но, по крайней мере, мы поняли, что это такое. К слову, котёл ЦКС был изготовлен непосредственно в России, и только циклоны (оборудование для распределения угольной пыли внутри топки котла) были приобретены за рубежом;
∙ пресловутые ВИЭ, которые могут кому-то нравиться, кому-то нет, вписаны в энергобаланс России во многом благодаря программе ДПМ;
∙ продвинутые системы автоматического управления оборудованием АСУ ТП были разработаны отечественными специалистами — с учетом нашей специфики, с рядом уникальных характеристик. Благодаря этому сформировалась целая плеяда высококлассных специалистов по проектированию и монтажу этих АСУ ТП, например, в АО «Текон».
Мультипликативный эффект для промышленности
Часто приходится слышать обвинения в том, что нерациональные решения в рамках программы ДПМ привели к «утечке всех денег за рубеж» из-за установки газовых турбин импортного производства. Это не совсем корректное утверждение. Во-первых, доля ПГУ составляет меньше 50% от количества генерирующих установок в рамках программы ДПМ. Во-вторых, значительное количество генерирующего оборудования для блоков ПГУ было поставлено локализованными в России производителями. А самое главное: почти всё остальное оборудование (паровые турбины и котлы, генераторы, котлы-утилизаторы, вспомогательное оборудование, а теперь уже и трансформаторы) производилось отечественными предприятиями.
В результате за прошедшие десять лет были доработаны и поставлены на поток новые типы паровых турбин: К-220 (из К-200), К-330 (из К-300), Т-295 (из Т-250), а также была разработана целая линейка оборудования Т-125/150, Т-113/145, Т-110 и Т-120 на базе турбины Т-100. Спроектированы и серийно изготовлены шесть совершенно новых типов паровых турбин, работающих в технологическом цикле с ГТУ, которые до этого момента не производились в нашей стране. То есть российская промышленность совершила мощный технологический рывок: получила крупный заказ на оборудование нового поколения и справилась с этим вызовом, локализовав огромный кластер промышленной продукции на своей территории. И это несмотря на то, что программа ДПМ ТЭС не содержала требований по локализации. Только Группой «Газпром энергохолдинг» у российских производителей было закуплено:
∙ 13 комплектов паровых турбин суммарной мощностью более 1,8 ГВт;
∙ 25 комплектов турбогенераторов суммарной мощностью более 4 ГВт;
∙ 31 котёл-утилизатор и паровой котёл суммарной производительностью пара более 7,4 млн т/час;
∙ миллионы единиц иного оборудования.
После реорганизации РАО «ЕЭС России» была расформирована отраслевая научная база, и большинство отраслевых научно-исследовательских и проектных институтов удалось сохранить во многом благодаря госпрограмме обновления традиционной генерации. В то же время были выявлены и глубокие пробелы, в первую очередь касающиеся компетенций для проектирования и изготовления газотурбинных энергетических установок большой мощности. Необходимо констатировать факт хронического технологического отставания в данной области. Если в локализации систем АСУ ТП отечественные производители достигли значительного успеха и практически ликвидировали отставание, то прорыв в технологиях ГТУ будет возможен только при глубочайшей кооперации всех отраслей промышленности (металлургия, проектирование, машиностроение, ИТ-технологии) и при серьёзной поддержке государства.
Отечественное машиностроение в рамках ДПМ получило мощный импульс для развития компетенций и площадку для тестирования современных технологий. А российские строительные и металлургические предприятия обрели долгосрочные «твёрдые» заказы, позволившие сохранить и преумножить компетенции. В контексте строительства новых мощностей созданы десятки тысяч рабочих мест, обучены инженерные и рабочие кадры, восстановлены или разработаны уникальные технологии строительства крупных энергетических комплексов.
ДПМ как эффективный инструмент будущего
Диаграмма 4. Итоги имитационного отбора проектов по программе ДПМ-2: подано 388 заявок плановой мощностью 57 868 МВт
Источник: Данные Системного оператора
Диаграмма 5. Структура программы ДПМ-2 в части заказа промышленной продукции в России в расчёте на 300 комплектов
Источник: расчёты «Газпром энергохолдинга» на основе реализации проекта на ТЭЦ-22 «Мосэнерго» с использованием ПСУ-295 Уральского турбинного завода
По расчётам ассоциации «Совет производителей энергии», реализация программы ДПМ-2 позволит профинансировать разные отрасли экономики России на 1,6 трлн руб. (диаграмма 6). Из них почти 900 млрд руб. получат предприятия строительного и проектного комплекса, 500 млрд руб. — производители оборудования, в основном, энергомашиностроители, и еще не менее 160 млрд руб. уйдёт металлургам. И это при том, что российские металлурги пока не смогли наладить производство стали, которая нужна для выпуска горячих частей энергоустановок. Если основательно подходить к программе ДПМ-2 как к драйверу роста промышленности, то необходимо восстановить производство специальных изделий, требующих продвинутых современных технологий, в том числе поковку на корпусные элементы турбин, роторов турбин и генераторов; выпуск современных типов жаропрочной стали для элементов оборудования ПГУ и поверхностей нагрева котлоагрегатов. К сожалению, в период реализации первого ДПМ отечественное научное сообщество и металлургия не проявили заинтересованности в проведении фундаментальных исследований и разработке качественно новых современных жаропрочных сталей, что, в свою очередь, не позволило энергетикам использовать окно возможностей и совершить технологический рывок для внедрения оборудования на суперсверхкритическом давлении.
Диаграмма 6. Структура инвестиций в промышленность как мультипликативный эффект модернизации
Если сегодня правильно выстроить приоритеты, то уже завтра ВВП России почувствует те необходимые точки роста, которые пытаются определить макроэкономисты, и можно будет ожидать от промышленности нового технологического прорыва путём локализации и расширения линейки продукции металлургии, машиностроения, автоматики и т. д. Энергосистема получит обновление основных фондов, а потребители — минимальную нагрузку на тариф.
С учетом всех приведённых выше аргументов «за» и «против» совершенно очевидно, что программа ДПМ-2 является одним из основных инструментов для повышения энергоэффективности ЕЭС России и еще целого ряда ключевых промышленных секторов, стимулом роста ВВП и повышения надёжности энергопоставок на следующие десятилетия.
Автор: Павел ШАЦКИЙ, первый заместитель генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг»