Есть ли «жизнь после ДПМ»? Как дпм питает энергетику.

Эксперты предупреждают: к 2020 году 48 процентов теплогенерирующих мощностей УрФО достигнут паркового ресурса. Наиболее напряженная ситуация сложилась в Свердловской и Тюменской областях, где через два года 52 и 64 процента мощностей ТЭЦ дойдут до критического показателя выработки. Возможно, ситуацию позволит исправить программа модернизации энергетических мощностей, которую сейчас дорабатывают на федеральном уровне.

Модернизация 2.0

В ее основе - хорошо зарекомендовавший себя при строительстве новых станций механизм ДПМ (договоры о предоставлении мощности), который гарантировал энергетикам возврат средств за счет включения инвестиционной составляющей в стоимость их продукции. Программа ДПМ, запущенная в процессе реформы электроэнергетики, позволила ввести десятки объектов и обновить около 15 процентов электрической генерации в стране. Сейчас проекты в основном реализованы. Так, в Свердловской области последний завершен в 2016 году - сдана в эксплуатацию станция "Академическая" в Екатеринбурге.

Теперь объем платежей, включаемых в цену мощности для потребителей, начинает сокращаться. Модернизацию планируется проводить как раз за счет этих высвобождающихся средств.

Новый проект получил название "ДПМ-штрих" или "ДПМ-2", его цель - стимулировать собственников проводить модернизацию старых станций. Предлагается механизм гарантированных инвестиций, когда субсидирование реконструкции отдельных генерирующих объектов осуществляется на конкурсной основе. Сейчас правительство РФ формулирует принципы отбора проектов для участия в программе до 2030 года. Предполагается, что их реализация может начаться после 2022 года.

Важно, что есть понимание: необходимо сосредоточиться на теплофикационных мощностях. В этом принципиальное отличие от программы ДПМ-1, сфокусированной исключительно на электрическом рынке, - отмечает директор по экономике и тепловым узлам компании "Т Плюс" Александр Вилесов. - Мы рассчитываем на участие в новом проекте, у компании порядка трех гигаватт мощностей, относительно которых нужно принять решение в ближайшее время - выводить их из эксплуатации или модернизировать.

В энергокомпаниях пока не называют конкретных объектов, ведь состав ДПМ-2, а также стоимостные параметры будут прорабатываться после утверждения документации на новую программу.

Первая программа ДПМ позволила ввести десятки объектов и обновить около 15 процентов электрической генерации в стране

Впрочем, даже навскидку можно назвать на территории Уральского округа ряд станций, куда гипотетически могли бы пойти средства ДПМ-2. Например, в Свердловской области продолжают работать три объекта-"ветерана": Свердловская ТЭЦ, пущенная в эксплуатацию в 1932 году, Богословская (1944) и Первоуральская (1956). На Южном Урале с 1942-го трудится Челябинская ТЭЦ-1, в Тюмени ТЭЦ-1 - 1960 "года рождения". Однако далеко не факт, что модернизировать собственники решат именно их.

Восстановить нельзя закрыть

При выборе объектов необходимы два фильтра. Первый - рыночный, то есть предстоит определить, хватает на модернизацию денег или нет. Второй фильтр - энергобезопасность: действительно ли этот объект необходим энергосистеме. Соответственно, если не нужен и его можно вывести из эксплуатации, то надо выводить как неэффективное оборудование. Это позволит рационально использовать деньги потребителей и предотвратить дефицит в энергосистеме, - считает директор по реализации электрической энергии компании "Фортум" Альфред Ягафаров.

Именно о рациональном и продуманном распределении средств говорят многие региональные эксперты. Так, первый заместитель гендиректора "Татэнерго" Айрат Сабирзанов считает, что инвестиции в изношенное оборудование не имеют смысла.

Цель программы - продление жизни теплоэлектростанций на 15-20 лет при минимизации стоимости. Но фактически, с учетом сроков окончания ДПМ-1 и цикла жизни оборудования, сейчас ведется разработка модели национальной энергетики на 2050 год. На этом горизонте надо как-то обеспечить ее эффективность сегодняшними решениями, - говорит он.

А предлагаемые решения большой эффективностью не отличаются, считает Сабирзанов. Так, удельный расход топлива на действующих ТЭЦ в среднем составляет 335 граммов на киловатт-час, на парогазовых установках немного меньше - 180-250 граммов условного топлива. Это довольно много. Дело в том, что технологии, которые сейчас в работе, создавались в первой половине ХХ века и уже не отвечают требованиям времени.

Программа ДПМ-2 предусматривает немалые вложения: до 2030 года речь идет о сумме порядка трех триллионов рублей. На эти деньги можно решить более дерзкие задачи, чем простое латание дыр. Пора согласиться, что некоторое оборудование из имеющегося сегодня поддерживать не надо, лучше переходить на новые, более эффективные технологии, - заявляет эксперт.

Стимулирование массового продления ресурса паросиловых блоков за счет потребителей приведет к углублению технологического отставания отрасли, считает и директор "Сообщества потребителей энергии" Василий Киселев. Он предлагает обратиться к опыту Европы, где государство поддерживает развитие возобновляемой и распределенной энергетики, развивает передовые технологии хранения энергии, целенаправленно сокращает угольную генерацию.

Уральский энергомаш испытывает сильное давление со стороны иностранных конкурентов: сбрасывая цены на этапе продажи, западные компании отыгрывают свое на сервисе

Мы можем долго продлевать парковый ресурс генерирующего оборудования, но неэффективный парогазовый цикл придется "кормить". Не надо закабалять экономику, поэтому мы предлагаем генерирующим компаниям проводить модернизацию на собственные средства, а не стоять с протянутой рукой, - говорит Киселев.

Свою машину не тянут

Если ДПМ-2 приведет к росту тарифа для промышленных потребителей, не будет ничего хорошего. Значит, должны внедряться энергосберегающие технологии. Это означает, что параллельно нужны инвестиции в энергетическое машиностроение, - говорит заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко. - Опыт показал: если эта отрасль не будет восстановлена, нам придется зависеть от иностранных поставщиков, которые подвержены политическому влиянию.

Представители уральского энергомаша признают, что испытывают сильное давление со стороны иностранных конкурентов: например, на конкурсах, проводимых за рубежом, демпинг по отношению к российским производителям может составлять от 30 до 40 процентов. Однако, сбрасывая цены на этапе продажи, западные компании отыгрывают свое на сервисе.

Сегодня мы позаботились о том, чтобы к моменту запуска программы ДМП-2 наши заказчики обладали набором технических решений, который позволяет провести глубокую модернизацию, - отмечает представитель Уральского турбинного завода Ольга Старшинова. - Но важно, чтобы российская энергетика, развиваясь, учитывала возможности отечественного машиностроения. Пока же наш завод живет в основном за счет заказов для Беларуси, Казахстана и Монголии.

При этом производители оборудования подчеркивают, что модернизация ТЭЦ должна быть более объемной, чем предусматривают разработанные сейчас проекты.

Типовые модели, по которым идет расчет, - это не глубокая модернизация, - отмечает Старшинова. - Например, согласно проектам, реконструкция турбины соответствует всего лишь капитальному ремонту и не позволит станции служить, как новой, еще 15-20 лет. Мы видим, что в идеале необходимо менять и инфраструктуру: электротехническое и вспомогательное оборудование, схемы выдачи мощности и так далее.

Друзья часто спрашивают меня, что такое рынок мощности? Чтобы каждый раз не рассказывать одно и то же, решил сделать краткое описание, как говорится — «на пальцах».

Во-первых, мощность — это товар. Немного странный товар, но тем не менее так. Представьте себе, что стоит Электростанция (ЭС, Станция), которая может вырабатывать, например 100 мегаватт электроэнергии (ЭЭ) в час. Т.е. вырабатывать электрический ток определенной силы и напряжения, которые будучи перемноженными друг на друга как раз и дадут эти 100 МВт. Вот эти мегаватты и являются рыночным товаром. Даже если Станция не работает, этот товар, тем не менее, продается и покупается на рынке мощности, и владельцу Станции капают деньги! Просто за то что у него есть Станция, способная вырабатывать кондиционный электрический ток. На самом деле так не бывает, т.е. Станции почти никогда не проставивают, а работают и производят два других типа товара — электрическую и тепловую энергию. Но речь не о них, а о товаре «мощность».

Идем дальше. Пусть С1 — это множество всех Электростанций, существующих в настоящий момент, а также и тех, которые будут построены в обозримом будущем. Да да, мы их всех перечисляем в явном виде и включаем в множество С1.

Теперь разобъем множество С1 на три подмножества:

• (С1-1) — электростанции которые нужно построить (ДПМ)
• (С1-2) — существующие в настоящий момент рентабельные ЭС (КОМ)
• (С1-3) — существующие в настоящий момент нерентабельные ЭС (ВР)

Что это за электростанции из подмножества С1-1, которые нужно построить? Очень просто. Кто-то сделал разумный прогноз развития России и посчитал, что, например, через 20 лет стране понадобится X мегаватт ЭЭ. Чтобы их получить, нужно построить Электростанций мощностью Y МВт. Дальше, чтобы привлечь инвестиции для строительства (большие деньги), на высшем уровне прогарантировали хорошую прибыль за участие в этой инвестпрограмме.

Ясное дело, инвесторы нашлись. Даже, полагаю, больше чем нужно. Отфильтровли лучших, и заключили с ними Договора Поставки Мощности (ДПМ). Упрощенно, каждый договор ДПМ содержит обязательства построить Станцию такой-то мощности и ввести ее в эксплуатацию с такого-то момента. А встречные обязательства со стороны Рыночного сообщества включают в себя возврат инвестиций за 10 лет с момента ввода в эксплуатацию, а после этого тоже хорошую прибыль.

Теперь о двух оставшихся подмножествах ЭС. Эти электростанции ежегодно подают конкурсные заявки на так называемый КОМ (Коммерческий Отбор Мощности). Это — закрытый аукцион, по результатам которого часть заявок отбирается , а часть заявок — не проходит отбор . По сути дела, отбираются заявки от рентабельных ЭС. Каждая заявка, грубо говоря, содержит «предложение мощности» в виде пары (Объем, Цена).

Те Электростанции, заявки которых прошли отбор на КОМ, составляют второе подмножество С1-2 .

А те Станции, которые не прошли КОМ, составляют третье подмножество С1-3 (так называемые Вынужденные Режимы, ВР).

И КОМ-овские электростанции и ВР-ные электростанции заключают соответствующие договора, КОМ и ВР.

Ну вот, уже почти все. Дальше остаются ежемесячные рассчеты по мощности. Выглядит это так. Независимо от принадлежности к подмножеству С1-i, все Электростанции продают свою мощность на рынке мощности. Понятное дело, что за любую мощность платят Потребители. А вот цена, по которой мощность продается, как раз и зависит от подмножества i ! В дебри ценообразования вдаваться не буду, скажу лишь, что цена для Станций из подмножества С1-1 считается, исходя из инвестиционных и других затрат и, исходя из срока возврата инвестиций. Т.е. все достаточно разумно. Цены для КОМ-овских и ВР-ных подмножеств тоже как-то считаются. При этом цены убывают в такой последовательноcти: за ДПМ — высокие, за КОМ — ниже, за ВР — еще ниже.

Естественно, по ДПМ-ным Станциям мощность продается и покупается по ДПМ-ным ценам только в период первых 10 лет эксплуатации Станции (срок возврата инвестиций). Дальше эти Станции идут на КОМ в общем потоке и продают свою мощность уже по КОМ-овским или ВР-ным ценам .

Ежемесячно по данным коммерческого учета и специальных рассчетов фиксируются объемы поставки и потребления (покупки) мощности по договорам ДПМ, КОМ и ВР для всех Участников оптового рынка. Далее, с использованием объемов и цен получаются стоимости. И происходит оплата мощности со стороны Покупателей в адрес Поставщиков мощности по комиссионной схеме.

Вот по сути и все. Если углубляться в детали, то повествование сильно усложнится и разбухнет. Кто интересуется, может сходить на сайт НП «Совет рынка» и почитать регламенты НОРЭМ, они доступны всем. В смысле, доступны для скачивания и прочтения, но в смысле понимания, не уверен 🙂

Примечание 1. Рынок мощности, это один из сегментов (секторов) рынка НОРЭМ (Новый Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности).

Примечание 2. Здесь записано все очень кратко и упрощенно, только суть. Это описание нужно рассматривать как мое личное представление о рынке мощности на сегодняшний момент, своего рода реконструирование контуров леса по отдельным деревьям. Считается, что программистам понимать устройство рынка ни к чему, «не наша это чашка чая». Нам приносят ТЗ и вперед, и хорошо если есть время.

Программисты подобны кочегарам а корабле. «Живут» на нижней палубе и бросают уголек в топки. Сколько скажут, столько и бросают. И ситуацию на «капитанском мостике» мы обычно узнаем последними 😦

Как правило, процесс планирования сроков разработки выглядит так:

• Заказчики: «Сколько вам надо времени на разработку системы XYZ ?»
• Программисты: «А что система должна делать?»
• Заказчики: «Мы пока не знаем что делать, но надо чтобы вы назвали сроки разработки, и у вас есть только 2 месяца»

Ну точно как в анекдоте:

• Мойша: «Жора, жарь рыбу»
• Жора: «А где же рыба?»
• Мойша: «Жора, ты жарь, рыба будет»

Вот так и живем, занимаясь экстремальным программирование в худшем смысле этого слова. Подробнее про наш экстрим можно почитать , в статье моего начальника, Александра Лашманова, тоже программиста в прошлой жизни.

Успехов,
Владимир Моргоев

0.000000 0.000000

Механизм строительства и модернизации электрогенерирующих мощностей по договорам о поставке мощности (ДПМ) стал частью реформы РАО ЕЭС в конце 2000-х годов. Он использовался для привлечения в отрасль негосударственных инвестиций на рыночных, взаимовыгодных для банков и генерирующих компаний условиях. По ДПМ энергетики брали на себя обязательство инвестировать средства в строительство новых станций или модернизацию действующих. Государство со своей стороны гарантировало, что в течение 10 лет вся произведенная на этих станциях электроэнергия будет закупаться на оптовом рынке. За этот срок инвесторы смогут вернуть все вложенные средства.

ДПМ стали частью первой инвестиционной программы «КЭС Холдинга» (с 2015 года переименован в Группу «Т Плюс»). В 2008 году «КЭС» стал головной структурой для четырех территориальных генерирующих компаний (ТГК) – ТГК-5, ТГК-6, «Волжской ТГК» и ТГК-9. Уже со следующего года развернулась масштабная работа по реконструкции действующих и строительству новых генерирующих мощностей.

В течение восьми лет компанией было реализовано 18 проектов общей стоимостью 127,9 млрд рублей. В подавляющем большинстве речь идет о строительстве фактически новых энергоблоков общей мощностью 2,9 ГВт. Это примерно десятая часть всей новой генерации, которая появилась в России благодаря ДПМ. Уникальным объектом этой инвестпрограммы стала Орская солнечная станция мощностью 25 МВт в Оренбургской области. С пуском в августе 2016 года в Екатеринбурге совершенно новой Академической ТЭЦ реализация программы успешно завершена.

Реализованные проекты

Проект	Регион	Мощность	Год ввода
Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ1	Нижегородская область	5 МВт	2010
Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ2	Нижегородская область	5 МВт	2010
Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 4	Оренбургская область	60 МВт	2010
Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 1	Оренбургская область	65 МВт	2011
Реконструкция Сызранской ТЭЦ	Самарская область	227 МВт	2012
Реконструкция Пермской ТЭЦ-6	Пермский край	123 МВт	2012
Реконструкция Новокуйбышевской ТЭЦ	Самарская область	230 МВт	2013
Реконструкция Пермской ТЭЦ-9	Пермский край	165 МВт	2013
Модернизация Новочебоксарской ТЭЦ-3	Республика Чувашия	81 МВт	2014
Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-1)	Кировская область	68 МВт	2014
Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1	Удмуртская Республика	231 МВт	2014
Реконструкция Владимирской ТЭЦ-2	Владимирская область	236 МВт	2014
Реконструкция Кировской ТЭЦ-3	Кировская область	236 МВт	2014
Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-2)	Кировская область	125 МВт	2014
Реконструкция Новогорьковской ТЭЦ	Нижегородская область	343 МВт	2014
Строительство Орской СЭС	Оренбургская область	25 МВт	2015
Реконструкция Нижнетуринской ГРЭС	Свердловская область	472 МВт	2015
Строительство ТЭЦ Академическая	Свердловская область	222 МВт	2016

После нескольких лет обсуждений и скрупулезной проработки правительство наконец решилось начать новую волну модернизации российской тепло- и электрогенерации - так называемую ДПМ-штрих. Сейчас Минэнерго готовится к проведению новых конкурсов, на которых оно отберет самые экономичные и эффективные проекты.

Российские энергетики завершают масштабнейшую в новейшей истории России программу модернизации мощностей, так называемую ДПМ, запущенную еще в 2009 году. Результаты налицо - за время ее реализации введено порядка 30 тыс. МВт новой мощности, удалось обновить еще порядка 12–15% генерации.

Программа, впрочем, прошла не без критики: говорили о том, что объекты были построены не там, где это требовалось. Проанализировав обстановку на рынке и изучив недочеты прошлой программы, Минэнерго решилось на новый этап обновления мощностей, получивший название «ДПМ-штрих».

Дело в том, что даже после первой ДПМ российская генерация требует дальнейшего обновления - при среднем возрасте 34 года немецкие электро- и теплостанции моложе наших на 11 лет, а китайские - и вовсе на 23 года. Стало очевидно, что без новой модернизации более 50% мощностей ЕЭС России переступят 50-летний порог к 2029 году. По данным Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН), в 2014 году более 90 ГВт паротурбинных блоков уже выработали парковый ресурс. В целом модернизация позволит продлить срок работы электростанций на 15–20 лет.

Для потребителя новая модернизация на первый взгляд может быть созвучна повышению тарифов, но это совсем не так: в новой концепции, учитывающей все минусы прошлого ДПМ, ключевым принципом будет неувеличение платежей потребителей и тарифообразование в пределах инфляции. Как раз сейчас правительство РФ формулирует принципы отбора проектов для участия в программе до 2031 года. Предполагается, что их реализация может начаться с 2022 года.

Что же касается нас, генераторов, то для отрасли новый этап обновления равнозначен, а во многом и превышает тот эффект, который нам удалось достичь в первую волну модернизации. Для сравнения: если за время первого ДПМ нам удалось ввести 31 ГВт мощностей, то новая программа масштабнее прошлой как минимум на 8 ГВт. При этом новые вводы обойдутся в 1400 млрд рублей, что на 300 млрд рублей дешевле первой волны модернизации. Это, кстати, даст эффект не только для компаний, но и для экономики в целом - по расчетам ассоциации «Совет производителей энергии», реализация программы ДПМ-2 позволит профинансировать разные отрасли экономики России на 1,6 трлн рублей. Потребители, в свою очередь, получат более длительные гарантии на энергоснабжение от новых мощностей - 16 лет вместо 10 лет по первой программе ДПМ - и, что важно, не будут переплачивать за энергию, так как нынешняя программа модернизации предполагает конкурсный отбор по наименьшей себестоимости выработки.

Мы рассчитываем, что первые конкурсы при активной позиции Минэнерго могут пройти уже в этом году, и думаем, что среди наших активов в новой волне модернизации должны принять участие не менее 11 электростанций. В том числе и те, что питают города федерального значения - Москву и Санкт-Петербург.

К примеру, на Автовской ТЭЦ (ПАО «ТГК-1»), находящейся в Санкт-Петербурге, наработка турбин, которые планируется модернизировать, уже достигла 270 тыс. часов при парковом ресурсе всего 220 тыс. часов. Между тем только эта ТЭЦ обеспечивает теплом и светом более миллиона человек и множество крупных предприятий в одних из самых загруженных с точки зрения потребления районов города. Обновление ТЭЦ сэкономит существенные средства для города - ее водопотребление сократится как минимум на 80%, а средний удельный расход топлива (УРУТ) на производство электроэнергии - на 10%.

К тому же, позитивные примеры подобной модернизации уже имеются, к примеру, в Челябинской (Троицкая ГРЭС), Вологодской (Череповецкая ГРЭС) и Свердловской областях (Серовская ГРЭС). На последней, питающей крупный Серовский завод ферросплавов, старые энергоблоки к началу реализации первой программы ДПМ выработали свой ресурс более на чем 95%, а общая наработка турбин достигала рекордных 408 тыс. часов при ресурсе 270 тыс. часов. Затраты при этом едва ли были конкурентоспособными. Результаты модернизации были впечатляющими - при упавших более чем на 50% расходах на выработку выбросы загрязняющих веществ сократились сразу на 80%.

Очевидно, что завершающаяся программа ДПМ доказала свою эффективность: темп роста цены на электроэнергию сейчас заметно отстает от темпа роста цены на топливо. В то же время, объектов, подобных Автовской ТЭЦ или Серовской ГРЭС, по данным ИНЭИ РАН, на сегодняшний день еще достаточно много, и с каждым годом их количество будет только расти. В этой связи отрасль очень остро нуждается в новой волне обновления. По оценке аналитиков «Ренессанс Капитала», единственным реальным выходом из ситуации остается ДПМ-штрих, что в том числе поможет восполнить огромные объемы старых закрывающихся мощностей и сохранить уже привлеченные в отрасль инвестиции. В итоге благодаря снижению платы за новые мощности и замедлению роста конечных цен по сравнению, к примеру, с ценами на топливо, экономический эффект для ВВП, экономики страны и населения превысит 2,5 трлн рублей.

С 2022 года в России может начаться масштабная модернизация теплогенерации за счет реализации программы ДПМ-2. Минэнерго РФ уже сформировало предварительные критерии отбора проектов, которые будут реконструироваться за счет рынка, то есть потребителей. Как отмечают эксперты, учитывая колоссальный возраст и износ ТЭЦ, именно в Тюменскую, Челябинскую и Свердловскую области могут быть направлены основные средства. В качестве основных претендентов на финансирование участники рынка называют ПАО «Фортум» (контролируется финским концерном Fortum) и ПАО «Т Плюс» Виктора Вексельберга . Отдельные станции этих компаний были введены еще в 30-40-х годах XX века. По замыслу, сам по себе ДПМ-2 не должен повлечь негативных тарифных последствий для рынка, хотя эксперты говорят о том, что реализация программы наложится на другие факторы, которые снова взвинтят цену на мощность. По мнению аналитиков, за счет отказа от ДПМ-2 можно было «дать хотя бы немного воздуха потребителям» и нивелировать рывок тарифов 2017 года.

Правительство РФ определило базовые принципы механизма отбора проектов реконструкции ТЭЦ в рамках программы ДПМ-2 до 2030 года. Согласно позиции Минэнерго РФ, анализ ценовой ситуации на оптовом рынке электроэнергии (мощности) (ОРЭМ) показал, что дополнительное финансирование проектов реконструкции станций возможно только после 2021 года. В этой связи первые вводы в эксплуатацию по ДПМ-2 могут начаться уже с 2022 года.

Свердловская ТЭЦ ПАО «Т Плюс»

Напомним, в России завершается программа ввода генерирующих мощностей по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). По данным Минэнерго РФ, на сегодняшний день введено в эксплуатацию 127 энергоблоков, что составляет 93,4% от общего количества объектов, предполагаемых к вводу в рамках ДПМ. Механизм гарантирует возврат средств инвесторам, строящим новые электростанции, за счет повышенных платежей за мощность на оптовом рынке. К прочему, такие блоки не участвовали в КОМ и отбирались по умолчанию. Сейчас, с учетом завершения программы ДПМ, на оптовом рынке высвободятся значительные средства, которые правительство намерено перераспределять.

В качестве основных элементов программы ДПМ-2 Минэнерго РФ называет конкурентный отбор проектов, которые будут жестко квотироваться. На данном этапе предлагается ограничить ежегодный ввод мощности не более 4 ГВт во избежание резких скачков цены на мощность. При этом принять участие в отборе сможет лишь генерация, выработавшая парковый ресурс не менее чем на 125%, то есть станция должна использоваться на 25% больше срока эксплуатации. Также показатель востребованности объекта за последние 2 года должен составлять не менее 60%.

Отбор проектов на реконструкцию будет организован на конкурентных принципах, основным из которых станет совокупное снижение стоимости проектов для потребителей. Также при отборе должна учитываться стоимость проекта в соотношении с прогнозной выручкой от реализации тепла. К прочему, в скором времени будут разработаны типовые проектные решения и их стоимость на основании независимой экспертизы. При этом участники рынка смогут отойти от типовых решений и применять более дорогостоящие решения за свой счет.

Как и в случае с первой программой ДПМ, государство намерено контролировать обязательства генерирующих компаний по вводам, а при их нарушении получать дополнительную плату за мощность генераторы не смогут. В случае попадания в программу собственник мощностей будет обязан эксплуатировать оборудование в течение 15 лет с даты ввода. Возврат инвестиций осуществляется за те же 15 лет, исходя из базовой доходности, установленной правительством.

По данным исследования «Фонда энергетического развития», наиболее критическая ситуация, связанная с износом теплогенерации, складывается в регионах УрФО, где к 2020 году 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) достигнут паркового ресурса. Аналогичные проблемы эксперты видят в Южном и Приволжском федеральных округах, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43% действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в 18 субъектах РФ к 2020 году доля мощностей ТЭЦ, по которым надо принимать инвестиционные решения в ближайшие 5 лет, превысит 50% от существующей, а кое-где достигнет 75-87%.

Тюменская ТЭЦ-1

Из городов УрФО крупные ТЭЦ, в которые могли бы быть вложены средства по ДПМ-2, работают в Челябинске, Тюмени и Екатеринбурге. Среди основных претендентов на включение в программу ДПМ-2 эксперты называют наиболее старые тепловые станции, принадлежащие ПАО «Фортум», ПАО «Т Плюс», а также «РУСАЛу»: Богословская ТЭЦ (1944 г.), Свердловская ТЭЦ (1932 г.), Первоуральская ТЭЦ (1956 г.), Челябинская ТЭЦ-1 (1942 г.), Челябинская ТЭЦ-2 (1962 г.) и Тюменская ТЭЦ-1 (1960 г.),

Как рассказал «Правде УрФО» директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс» Александр Вилесов , до 2035 года замещения потребуют порядка 30-40 ГВт устаревших тепловых мощностей по всей России.

«Очень важно и позитивно, что есть понимание необходимости фокуса новой модернизации на теплофикационных мощностях. В этом ее принципиальное отличие от программы ДПМ-1, сосредоточенной исключительно на электрический рынок. Мы рассчитываем принять самое серьезное участие в новом механизме – у нас порядка 3 ГВт мощностей, по которым нужно будет принять решение в ближайшее время, выводить их или модернизировать. Конкретный состав программы новой модернизации для ПАО «Т Плюс», а также ее стоимостные параметры будут прорабатываться после окончательного принятия регуляторики по новому механизму. От нее же зависит влияние на потребительские цены – но, учитывая, что программа ориентирована на долгосрочную перспективу, вряд ли стоит ожидать какого-то взрывного роста», – заявил топ-менеджер «Т Плюс».

Тем не менее, как пояснил «Правде УрФО» директор «Фонда энергетического развития» Сергей Пикин , на данный момент сказать со 100% уверенностью, какие объекты уже могут претендовать на долю пирога за счет ОРЭМ, очень сложно.

«Актуальный анализ состояния отрасли должен провести «Системный оператор ЕЭС». От того, к каким выводам он придет, и будет зависеть перераспределение средств. К прочему, во многом программа ориентирована на повышение эффективности: некоторые советские станции еще могут работать, но их КПД слишком низок в сравнении с современным оборудованием», – отметил Сергей Пикин.

Также пока не ясен объем нагрузки, который ляжет на потребителей. Исходя из требования президента РФ, реализация ДПМ-2 не должна привести к негативным тарифным последствиям. Однако даже если ДПМ-2 и не приведет к росту цены на мощность, в отрасли существует целый ряд факторов, который, так или иначе, приведет именно к таким последствиям. Среди них эксперты называют субсидирование Дальнего Востока, колоссальный ввод атомной генерации и объектов так называемой «зеленой энергетики».

ЧТЭЦ-1

К прочему, участники рынка говорят, что оформленные Минэнерго РФ критерии пока еще проходят обсуждение. «Споры ведутся по принципам и критериям отбора: определены только основные параметры, которые требуют конкретизации. Речь идет о том, чтобы условия включения в программу не были дискриминационными, чтобы максимально количество объектов могло в нее попасть, но при этом молодые станции туда не допускались», – уточнил в диалоге с «Правдой УрФО» руководитель одной из генерирующих компаний.