Что такое дпм в энергетике

Программы ДПМ и КОММод в электроэнергетике

Для российской электроэнергетики актуальна проблема устаревшего генерирующего оборудования, построенного еще в советское время. Дело в том, что в связи с низкими ценами на электроэнергию и мощность, генерирующим компаниям просто невыгодно обновлять или строить новое оборудование, требующее высоких капитальных затрат.

Для решения данной проблемы в 2010 году была запущена первая программа Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Целью данной инициативы являются стимулирование инвестиций в модернизацию оборудования для снижения издержек и повышения эффективности, а также строительство новых более современных генерирующих мощностей. Согласно ДПМ введенные в рамках программы новые мощности оплачиваются по повышенным тарифам в течение 10 лет для ДПМ ТЭС и 20 лет для ДПМ ГЭС, обеспечивая гарантированную окупаемость инвестиций и эксплуатационных расходов. На данный момент программа ДПМ завершена. Основной упор делался на обновление ТЭС, которые занимают основную долю генерирующих мощностей в российской электроэнергетике. За 2010-2020 гг. введено в эксплуатацию 136 энергоблоков ТЭС суммарной мощностью 30 ГВт.

Наибольшую выгоду от программы ДПМ получили «Интер РАО» и «ОГК-2».

С 2013 года действует также программа ДПМ ВИЭ, которая нацелена на генерирующие объекты, использующие возобновляемые источники энергии — СЭС, ВЭС и малые ГЭС. В рамках данной программы в период 2014-2024 гг. планируется ввести в эксплуатацию 228 объектов суммарной мощностью 5,5 ГВт.

Итоги ДПМ-1

2010 г.

2011 г.

2012 г.

2013 г.

2014 г.

2015 г.

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

Выработка электроэнергии, млрд кВт∙ч

Потребление электроэнергии, млрд кВт∙ч

Максимум потребления мощности, ГВт

Установленная мощность, ГВт

Из недостатков ДПМ ТЭС можно отметить то, что из-за отсутствия требований к локализации большая часть нового оборудования была иностранного производства, и привлеченные инвестиции уходили зарубеж. Но это дало толчок к развитию отечественного производства паровых турбин и турбогенераторов. Так появилась компания «Русские Газовые Турбины», которая принадлежит «Интер РАО», где совместно с американской компанией General Electric производятся локализованные газовые турбины.

Благодаря ДПМ в российской энергосистеме начался переход на современное и более эффективное генерирующее оборудование на ТЭС, а также началось строительство и ввод в эксплуатацию объектов «зеленой» генерации за счет ДПМ ВИЭ. Также программа ДПМ-1 внесла ощутимый вклад в поддержание роста акций генерирующих компаний. Поэтому окончание действия программы может оказать негативное влияние на котировки в связи сокращением поступления платежей за мощность по повышенным тарифам.

ДПМ-2 (КОММод)

Программа ДПМ-1 оказала позитивное влияние на состояние российской электроэнергетики, но не решила полностью все поставленные перед ней задачи. Проблема устаревшего оборудования все так же актуальна и, согласно оценке Минэнерго, в России в ближайшее время необходимо обновить или вывести из эксплуатации более половины генерирующих мощностей. Поэтому, учитывая все ошибки, в начале 2019 года Правительство РФ одобрило новую программу по отбору проектов для модернизации (КОММод) или ДПМ-2.

Какие отличия ДПМ-2 (КОММод) от ДПМ-1?

Отбор проектов осуществляется по следующей схеме: 85% по результатам конкурсного отбора на основе минимальных затрат на производство электроэнергии, а остальные 15% по решению Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики.

Следующим критерием отбора является востребованность нового объекта генерации (более 40% дней в работе), чтобы не возникало простоя мощности из-за низкого спроса.

В ДПМ-2 устанавливается нормативная доходность инвестиций на уровне 14%.

Еще одним из требований является локализация оборудования на уровне не менее 90%, что подстегнет российских производителей и будет являться серьезным стимулом для развития промышленности.

Источник

Что такое дпм в энергетике

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.

Источник

Что такое дпм в энергетике

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»

Источник

Что такое программа ДПМ-2 и чем она обернется для энергетиков

После успешного проведения программы ДПМ, нацеленной на строительство новых генерирующих мощностей в российской электроэнергетике, Правительство разработало новую программу ДПМ-2 (ДПМ-штрих), в рамках которой планируется модернизировать имеющиеся старые мощности в общем объеме до 41 ГВт.

Для начала необходимо сказать несколько слов о современном рынке электроэнергии в России.

Ценовые зоны

Одной из задач реформы РАО ЕЭС, в рамках которой на рынке появилось множество отдельных экономических субъектов, генерирующих, сетевых и сбытовых компаний, было создание полноценного оптового рынка электрической энергии (ОРЭ).

Поставленная задача была выполнена. Там, где была возможность создать конкурентный рынок, страну разделили на I и II ценовые зоны, с учетом наличия сетевой инфраструктуры и необходимого количества генерирующих компаний. Там, где этого сделать не удалось, зоны остались неценовыми. Тарифы там регулируются преимущественно государством. В последнее время идет речь о создании дальневосточной III ценовой зоны.

ОРЭ — оптовый рынок электроэнергии

В рамках этих ценовых зон электроэнергия продается при помощи нескольких механизмов:

1. По регулируемым договорам (РД). В основном это поставки населению. Тарифы устанавливает государство. Общий объем электричества и мощности по таким договорам не должен превышать 35%.

2. В рамках механизма «Рынок на сутки вперед» (РСВ). Это полноценный оптовый рынок с заявками от покупателей и поставщиков и индикацией рыночной цены. Оператор торгов ОАО «АТС». Пример ценообразования представлен ниже.

3. Балансирующий рынок. Если у покупателя образуется избыток приобретенного электричества или его недостаток в рамках торгов на РСВ, торговля этими объемами осуществляется в реальном времени с помощью балансирующего рынка.

4. Рынок свободных договоров (РСД). Потребители и поставщики оптового рынка могут заключать договора между собой по нерегулируемым тарифам.

Однако специфика потребления электричества такова, что невозможно заранее просчитать точное его количество, необходимое потребителям. Это справедливо как по отношению к ежесуточному потреблению, так и к более продолжительным промежуткам времени (годы).

В случае увеличения нагрузки со стороны потребителей и при неизменных мощностях поставщиков будет происходить перегрузка сети, снижение напряжения, выход из строя оборудования (потребителей и поставщиков), что приведет к значительному увеличению аварийности.

ОРЭМ — оптовый рынок электроэнергии и мощности

Поэтому в рамках надежного предоставления услуг поставки электроэнергии необходим еще и оптовый рынок мощности. Продавцы мощности — генерирующие компании — обязаны обеспечить готовность генерирующего оборудования к выработке электрической энергии. Покупатели мощности на оптовом рынке обеспечивают покрытие затрат генерирующих компаний на обеспечение готовности оборудования к выработке электрической энергии, в том числе в пиковые моменты. Эти затраты должны быть оплачены даже если фактически поставки электроэнергии не произошло.

Для обывателя это в общем-то технический момент, но он является важным звеном в обеспечении надежных поставок электроэнергии, как физическим, так и юридическим лицам, бизнесу и промышленным предприятиям.

Мощность продается также по нескольким основным механизмам:

1. В рамках рынка КОМ (конкурентный отбор мощности). Генерирующие компании предъявляют объем имеющейся мощности, не превышающую установленной. Покупатели ценовой зоны обязаны оплатить отобранную мощность. Но не вся располагаемая мощность в итоге будет отобрана и оплачена. Это шаг к повышению ценовой конкуренции. Каждая компания несет различные затраты на поддержание оборудования в готовности. Соответственно цены на мощность будут разные в процессе отбора. Начиная с 2016 г. на КОМ отбираются мощности на 4 года вперед. Планируется увеличение срока до 6 лет.

2. В рамках свободных договоров купли-продажи мощности (СДМ). Механизм аналогичный продаже электроэнергии на РСД.

3. В рамках регулируемых договоров. В основном для населения и приравненных к нему потребителей.

4. По средствам ДПМ — договора о предоставлении мощности. Этот механизм оплаты мощности был введен для привлечения в сектор электроэнергетики инвестиций на постройку новых объектов генерации. Мощность по этим договорам оплачивается по повышенному установленному тарифу в течении определенного времени.

5. В режиме вынужденного поставщика.

За время действия первой программы ДПМ было обновлено около 15% всей установленной электрической мощности в РФ. За период 2008-2017 гг. было затрачено около 4 трлн руб. инвестиций.

Но прогноз роста спроса на электроэнергию с начала реформы РАО ЕЭС не оправдался. Рецессия и медленное восстановление экономики РФ в 2015-2018 гг. не принесли предполагаемого 4,3%-го среднегодового роста спроса на электроэнергию. В результате на рынке возник профицит мощности. Пиковая нагрузка 151 ГВт против установленной мощности 243 ГВт

Но Правительство решило воспользоваться временным профицитом мощности и обновить парк старых тепловых генерирующих объектов, ведь для этого модернизируемые мощности необходимо временно выводить из эксплуатации. Была специально разработана программа ДПМ-штрих, а ныне ДПМ-2. В сущности, она является аналогом первой программы ДПМ-1, но направлена на модернизацию самых старых тепловых генерирующих электрических мощностей (старше 45 лет) с целью снижения операционных затрат и повышения топливной эффективности. Ресурс обновленных электростанций должен быть продлен на 15-20 лет.

Инвестиции и сроки реализации

Новая программа должна привлечь в сектор до 1,5 трлн руб. (в ценах 2020 г.) инвестиций с целью обновления 41 ГВт старой тепловой мощности, включая старые электростанции Русгидро на Дальнем Востоке.

Минэнерго предлагает ограничить капитальные затраты для угольных станций на уровне 54 млрд руб. за ГВт и 33 млрд руб. за ГВт для газовых станций. Для последних потолок может быть поднят в связи с жесткими требования локализации. Также могут быть отменены штрафы за просрочку срока ввода объекта, если компания работает с экспериментальными российскими турбинами мощностью выше 65 МВт.

Средний срок реализации проекта оценивается в районе 24 месяцев. Действие программы регламентировано до 2035 г.

Инвестиционные контракты будут заключаться на 16 лет (против 10 лет по ДПМ-1), из которых 15 лет компании будут получать повышенные платежи за обновленную мощность с гарантированной ставкой доходности, так называемые «платежи по ДПМ».

Доходность

Норма доходности, согласно последней модификации программы, составляет 12% и привязана к 7,5% доходности ОФЗ с соответствующей дюрацией. Это значит, что в случае роста доходности 10-15 летних госбумаг, выплаты по ДПМ будут пересматриваться в сторону повышения. В случае снижения доходности ОФЗ будет иметь место обратная процедура.

Отбор проектов

В отличие от ДПМ-1, проекты по модернизации будут отбираться в рамках аукциона, одним из критериев которого будет наиболее низкая себестоимость будущих поставок электроэнергии.

Первый, так называемый «залповый» отбор заявок на модернизацию 11 ГВт должен пройти до конца ноября 2018 г. Сроки реализации проектов: до 2022-2024 гг. Далее каждый год будут отбираться проекты на 3-4 ГВт. Первые инвестиции по новой программе могут пойти уже в начале 2019 г.

Стоит отметить, что по первой программе привлечения инвестиций в отрасль условия были схожи. Эксперты оценивают их как довольно позитивные для компаний с долгосрочной точки зрения. На текущий момент, например, доходность проектов составляла бы около 13%. При учете даже 4-5%-ой инфляции — это весьма неплохое подспорье для компаний генерирующего сектора.

Однако в краткосрочной перспективе инвестиции для генерирующих компаний, как правило, означают повышение капекса и снижение свободного денежного потока. Дивидендные выплаты могут не расти, снижаться или расти, но медленнее, чем оценивалось ранее. Таким образом программа модернизации может даже оказаться краткосрочным негативным драйвером для акций некоторых эмитентов.

Сложности оценки

Стоит сразу оговориться, что компании только занимаются оценкой будущих проектов. Фактических цифр для каждого конкретного эмитента на сегодняшний день нет. На данный момент не совсем понятно, какой генератор может предложить наиболее эффективный проект и какие из них попадут в первый и последующие аукционные отборы.

Предварительно на модернизацию были заявлены проекты примерно на 58 ГВт, против требуемых 41 ГВт. Это предполагает наличие конкуренции в процессе отбора.

Также следует отметить, что отличием новой программы будет 90%-ый уровень локализации оборудования, который к 2025 г. планируется довести до 100%. Это значит, что оценка затрат может претерпевать изменения по мере увеличения локализации.

Среди критериев отбора проектов к модернизации нужно отметить требование выработки ресурса объекта на менее, чем на 125%, но при этом показатель востребованности должен быть не менее 60% (за последние 2 года).

Предварительная оценка

Генерирующие мощности в России одни из самых старых в мире. Около 30% объектов старше 45 лет. На 2017 г. установленной мощности, превышающей возраст 45 лет было порядка 64 ГВт. Часть из нее будет выведена в рамках программы ДМП-1 и по инициативе самих компаний. Ресурс другой части по предложениям Минэнерго будет продлен путем увеличения тарифа на рынке КОМ. А 41 ГВт подлежит модернизации.

Несмотря на сложности в оценке, можно попытаться предварительно, очень грубо оценить масштаб предполагаемых затрат в рамках программы ДПМ-2 для ключевых игроков на рынке, а именно Интер РАО, Мосэнерго, ОГК-2, ТГК-1, Энел Россия, Юнипро, Русгидро.

Для упрощения оценки, предположим среднюю цену модернизации 1 ГВт мощности любой станции на уровне 36,6 млрд руб. в ценах 2020 г. Минэнерго, кстати, обещает индексировать выплаты по ДПМ-2.

У тех генераторов, кто использует преимущественно уголь, капзатраты могут быть выше. На модернизацию электростанций с газовыми установками может потребоваться чуть меньше средств.

Из заявленных критериев программы и наличия у ключевых генерирующих компаний мощностей старше 45 лет, можно предположить следующее:

Интер РАО. У компании представлен самый большой процент старых мощностей. Согласно годовому отчету, компания предлагает 26,7% установленной мощности к модернизации. Это без малого 7,6 ГВт. Итого может потребоваться около 280 млрд руб. инвестиций.

Мосэнерго. Около 50% оборудования Мосэнерго по установленной мощности старше 45 лет. На модернизацию могут быть выставлены проекты порядка 6,5 ГВт. В таком случае на это может потребоваться около 240 млрд руб.

ОГК-2. Примерно четверть всей установленной мощности могла бы поучаствовать в программе модернизации. На новую инвестпрограмму компания может направить порядка 170 млрд руб.

ТГК-1. Эта дочка Газпром энергохолдинга направит на модернизацию меньше всего. На инвестиции в обновление чуть менее 1 ГВт мощности может понадобиться около 35 млрд руб. Значительная часть установленной мощности компании — гидрогенерация.

Энел Россия. Компания не так давно уже проводила модернизацию части блоков на Рефтинской ГРЭС. Но пока, без учета вероятной продажи этого актива, на модернизацию порядка 4 ГВт может быть потрачено около 145 млрд руб. Потенциальная продажа Рефтинской ГРЭС, скорее всего, изменит требуемую сумму инвестиции.

Юнипро. Чуть более 1 ГВт компания может представить в качестве проектов на модернизацию. Это может потребовать увеличения капекса примерно на 45 млрд руб. С учетом выполнения ремонта блока Березовской ГРЭС, дополнительные капзатраты на горизонте нескольких лет можно считать весьма небольшими.

Русгидро. Подлежащие модернизации мощности компании не входят в I или II ценовую зону. Для неценовых зон была согласована отдельная статья — 2 ГВт. Большая часть модернизируемых проектов придется на Дальний Восток.

Ранее в Русгидро сообщали, что подготовили проекты на 1,3 ГВт с общей суммой инвестиций порядка 150 млрд руб. Хотя, исходя из критериев программы ДПМ-2 по версии Минэнерго компания должна будет затратить около 50 млрд руб. (исходя из средней цены 36,6 млрд руб. за ГВт) Отбираться проекты в неценовых зонах будут специальной правительственной комиссией.

Вывод

По оценке менеджмента участвующих генерирующих компаний, новая программа ДПМ—2 будет полезной и выгодной в первую очередь самим компаниям. Соглашаются с этим и многие сторонние эксперты. Как мы видим, наибольший объем инвестиций может прийтись на Интер РАО. Также серьезно придется «вложиться» Мосэнерго и ОГК-2. Меньше всего ДПМ-2 может затронуть Юнипро и ТГК-1, что в краткосрочном горизонте окажется, скорее позитивом.

В долгосрочной перспективе ДПМ-2 обеспечивает весьма неплохую доходность проектов, которая в совокупности с увеличением топливной эффективности и рентабельности генераторов положительно скажется и на будущих производственных и финансовых показателях.

Что касается Русгидро, то есть некоторая неопределенность относительно будущих капзатрат группы по этой части. Но, по предварительным оценкам Минэнерго, дополнительный капекс не должен превысить 150 млрд руб.

БКС Брокер

Последние новости

Рекомендованные новости

Итоги торгов. Геополитический позитив защищает нас от дестабилизации мировых рынков

Инвестиции в 2021 году: какие прогнозы сбылись, а какие — нет

Опасная комбинация сигналов на рынке США. Что делать

IT-сектор США. Во что стоит инвестировать?

Инсайдеры массово распродают свои акции. Что делать инвесторам

Медвежий рынок приближается?

Наиболее подходящие акции для активных трейдеров на декабрь 2021

Почему котировки Snowflake взлетели на 15% после отчета

Адрес для вопросов и предложений по сайту: bcs-express@bcs.ru

* Материалы, представленные в данном разделе, не являются индивидуальными инвестиционными рекомендациями. Финансовые инструменты либо операции, упомянутые в данном разделе, могут не подходить Вам, не соответствовать Вашему инвестиционному профилю, финансовому положению, опыту инвестиций, знаниям, инвестиционным целям, отношению к риску и доходности. Определение соответствия финансового инструмента либо операции инвестиционным целям, инвестиционному горизонту и толерантности к риску является задачей инвестора. ООО «Компания БКС» не несет ответственности за возможные убытки инвестора в случае совершения операций, либо инвестирования в финансовые инструменты, упомянутые в данном разделе.

Информация не может рассматриваться как публичная оферта, предложение или приглашение приобрести, или продать какие-либо ценные бумаги, иные финансовые инструменты, совершить с ними сделки. Информация не может рассматриваться в качестве гарантий или обещаний в будущем доходности вложений, уровня риска, размера издержек, безубыточности инвестиций. Результат инвестирования в прошлом не определяет дохода в будущем. Не является рекламой ценных бумаг. Перед принятием инвестиционного решения Инвестору необходимо самостоятельно оценить экономические риски и выгоды, налоговые, юридические, бухгалтерские последствия заключения сделки, свою готовность и возможность принять такие риски. Клиент также несет расходы на оплату брокерских и депозитарных услуг, подачи поручений по телефону, иные расходы, подлежащие оплате клиентом. Полный список тарифов ООО «Компания БКС» приведен в приложении № 11 к Регламенту оказания услуг на рынке ценных бумаг ООО «Компания БКС». Перед совершением сделок вам также необходимо ознакомиться с: уведомлением о рисках, связанных с осуществлением операций на рынке ценных бумаг; информацией о рисках клиента, связанных с совершением сделок с неполным покрытием, возникновением непокрытых позиций, временно непокрытых позиций; заявлением, раскрывающим риски, связанные с проведением операций на рынке фьючерсных контрактов, форвардных контрактов и опционов; декларацией о рисках, связанных с приобретением иностранных ценных бумаг.

Приведенная информация и мнения составлены на основе публичных источников, которые признаны надежными, однако за достоверность предоставленной информации ООО «Компания БКС» ответственности не несёт. Приведенная информация и мнения формируются различными экспертами, в том числе независимыми, и мнение по одной и той же ситуации может кардинально различаться даже среди экспертов БКС. Принимая во внимание вышесказанное, не следует полагаться исключительно на представленные материалы в ущерб проведению независимого анализа. ООО «Компания БКС» и её аффилированные лица и сотрудники не несут ответственности за использование данной информации, за прямой или косвенный ущерб, наступивший вследствие использования данной информации, а также за ее достоверность.

Источник