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
МОСКВА, 13 февраля (BigpowerNews) Тепловая генерация по прежнему является основой электроэнергетики России. Более 60% установленной мощности ЕЭС составляют ТЭЦ и ГРЭС, и в среднесрочной перспективе их доля в энергобалансе страны не претерпит существенных изменений. Как правило, тепловые электростанции не предназначены для энергоснабжения крупных промышленных потребителей, они в основном расположены вблизи населенных пунктов и предназначены для их энергоснабжения, часто являются градообразующими предприятиями – основным местом работы проживающего в населенном пункте населения. Таким образом, от работы этих электростанций зависит надежное энергоснабжение жилых домов, больниц, школ, детских садов, прочих сооружений коммунального назначения, а так же наличие рабочих мест для населения, социальная обстановка в регионе.
При этом Российский парк генерирующих мощностей является одним из самых старых в мире, и происходит дальнейшее старение оборудования. Более 30% мощностей тепловой генерации России уже старше 45 лет, морально и физически устарели, отличаются низкой экономичностью и ухудшающейся надежностью. Программа ДПМ ТЭС уже фактически завершена, введено в эксплуатацию порядка 30 ГВт, но ежегодно нарастают объемы вывода тепловых мощностей. К 2021 году заявлено на вывод из эксплуатации уже 27 ГВт. Ежегодные объемы выводов уже значительно превышают объемы вводов.
По различным оценкам, средств, высвобождающихся после завершения программы ДПМ с 2021−2022 года должно быть достаточно для модернизации 40 ГВт тепловой генерации без увеличения тарифной нагрузки на потребителей сверх инфляции. В то же время сейчас активно лоббируется большое количество различных дорогостоящих инвестиционных проектов в энергетике. Куда же следует направить деньги потребителей? Например, каждый выработанный на модернизированной тепловой электростанции кВт.ч даже с учетом необходимости возвращать инвесторам вложенные средства обойдется потребителям гораздо дешевле, чем выработка солнечной генерации. Тепловые электростанции по прежнему по совокупности затрат являются одним из самых дешевых источников электроэнергии для потребителей. Отсутствие целенаправленной программы поддержки тепловой генерации приведет к необходимости строительства новых мощностей уже в среднесрочной перспективе и совсем за другие деньги.
Тепловая генерация сейчас самая эффективная и при этом больше всего нуждается в поддержке.
Программа ДПМ - 1 в тепловой генерации позволила удержать темпы роста цены ОРЭМ ниже инфляции и ниже цены на газ. Внедрение программы ДПМ – 2 именно в тепловой генерации будет наиболее полезно и эффективно для потребителей.
«Хотели, как лучше, а получилось, как всегда» эта приписанная Виктору Степановичу Черномырдину цитата как нельзя лучше подходит для проекта ДПМ.
Для того что бы понять почему большинство генератов в последнее время теряют в цене необходимо вспомнить историю программы ДПМ.
Система договоров на поставку мощности, ДПМ, была разработана как ответ на угрозу дефицита энергомощностей в экономике.
«Крест Чубайса»: график, который показывает кризис с наличием генерирующих мощностей уже во второй половине 2000-х годов.
В 2006 году рост энергопотребления составил беспрецедентные в истории новой России 4,6%. Эту цифру взяли как прогноз, и Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики был утверждён средний рост на уровне 4,3% в год. На основе этого прогноза была сформирована программа строительства новых мощностей. Суть ДПМ заключается в том, что инвестор обязуется в указанные сроки ввести в строй определённый объём генерации. Взамен он получает гарантию возврата инвестированных средств через повышенную стоимость продаваемой мощности в течение 10 лет. Невыполнение взятых на себя обязательств предусматривает жёсткие санкции. По программе ДПМ уже построена большая часть объектов. В результате установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМ увеличилась на 31 ГВт.
Реализация проекта привела к неожиданной проблеме - мощности в экономике стало слишком много. Всё дело в том, что прогноз относительно будущего роста объёма отпуска электроэнергии при обсуждении программы делался на основании достаточно быстрых прогнозных темпов роста потребления, с учётом стагнации в экономике прогноз потребления разошёлся с фактом в 2017 году примерно на 25%.
Слишком много генерации невыгодно иметь ни потребителям, ни генераторам. Потребители вынуждены оплачивать избытки, а генераты готовы работать по любой цене, даже в убыток.
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.
При разработки программы ДПМ-штрих были учтены недостатки ДПМ. Например, ДПМ строились не всегда с полноценным анализом того, где и что необходимо построить. В результате часть новых объектов оказались недостаточно востребованы. ДПМ-штрих предполагает конкурентный отбор по годам, при этом инвестор должен будет априори заявить определенный набор мероприятий по модернизации, и будет нести ответственность за невыполнение этих обязательств. Так-же стоит отметить что базовую норму доходности для инвесторов, участвующих в новой программе модернизации энергомощностей, предлагают установить на уровне 12%.
Многие инвесторы начали выходить из бумаг ГЭХа, Русгидро, Энел, на новости о скором конкурсе по отбору объектов модернизации, так как эти компании основные претенденты на участие в программе. На мой взгляд участие в проекте модернизации наоборот должно быть позитивом для компании, т.к. будут обновлены старые мощности за счет потребителей. Да, капекс вырастит, но если вы долгосрочный инвестор, это не должно вас сильно расстраивать, т.к. после ввода новых мощностей пойдет увеличенная доходность. Естественно существуют риски, но после анализа ошибок ДПМ-1 они должны свестись к минимуму.
Перейдем к анализу ОГК-2.
ОГК-2 последняя из дочек ГЭХа, которая начала вводить дополнительные мощности в эксплуатацию. При этом инвестиционная программа была закончена в 2017 г., а потоки платежей по ДПМ будут продолжаться еще 5-7 лет с пиком в 2022 г.
С 2011 г. по 2015 г. свободный денежный поток был отрицательный, что объясняется большими инвестиционными затратами.
Поскольку компания выбрала долговую модель финансирования инвестпрограммы долг компании значительно вырос. В 2010 г. чистый долг ровнялся 10 млрд. р. в 2016 г. увеличился до 62,5 млрд. р.
Долг компании в структуре обязательств занимает ключевое место. Пик пришелся на 2015 г. он равнялся 72 млрд. р.
На конец 2017 г. компания снизила чистый долг до 54 млрд. р. Процентные расходы по кредитам в 2017 г. откусили от чистой прибыли 5.5 млрд р.
Стоит также отметить, что объем новых мощностей, согласно инвестпрограмме ОГК-2, был самый большой среди дочек ГЭХа – 4 ГВт. При этом к 2019 г. у ОГК наберется всего около 25% установленной мощности старше 45 лет. Именно они должны будут модернизироваться согласно обсуждаемой новой программе ДПМ2.
По некоторым оценкам модернизация 4,7 ГВт устаревшей мощности потребует от компании 141 млрд руб. капвложений, которые она намеревается осуществить в течении 8 лет (в среднем по 17,5 млрд в год). Для сравнения EBITDA в 2017 г. – 26,8 млрд руб.
В сочетании с ростом выручки от ввода новой мощности по ДПМ свободный денежный поток в 2019 г. и после может остаться на положительном уровне, а затем дальше продолжит рост по мере увеличения EBITDA. Пик платежей по программе ДПМ придется на 2022 г. начало платежей по ДПМ-штрих начнется с 2022 г.
С падением котировок и увеличением чистой прибыли, дивидендная привлекательность бумаги становится все лучше и лучше. Сейчас компания платит 25% от ЧП по МСФО.
Из плюсов можно отметить что, программа модернизации ДПМ-штрих позволит обновить мощности компании за счет потребителей. Выручка компании за счет программы ДПМ будет расти еще лет 5-7, резкого падения после этого не будет, т.к. к тому времени пойдут выплаты по программе ДПМ-штрих. Компания продолжит сокращать долговую нагрузку и увеличивать выплату дивидендов.
Основным риском я вижу переизбыток мощности на рынке. В 2010 г. у ОГК-2 коэффициент использованной мощности равнялся 53%, сейчас он равняется 38%.
В заключение приложу сравнительные диаграммы по отрасли.
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.
Регуляторы энергорынка разошлись во мнениях о том, следует ли продлить завершающуюся программу договоров на поставку мощности (ДПМ), обеспечивающих возврат инвестиций в новую генерацию за счет повышенных платежей потребителей. Минэкономики против продолжения ДПМ, но считает, что для отрасли необходимо сохранить повышенный уровень платежей, сейчас поступающих энергокомпаниям. ФАС и Минэнерго не исключают и возможность продления ДПМ, а потребители настаивают на их завершении и отказе от любых альтернатив.
Минэкономики предлагает отказаться от продления механизма привлечения инвестиций в модернизацию электростанций через заключение новых ДПМ, рассказал вчера замдиректора департамента госрегулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности Минэкономики Евгений Ольхович. Но при этом министерство предлагает сохранить повышенные платежи за мощность и по истечении действующих ДПМ. "Мы считаем, что ту денежную массу, которая в виде ДПМ направляется в сектор, стоит сохранить, но необходимо придумать новые механизмы, в соответствии с которыми она будет распределяться",— пояснил господин Ольхович. Среди рассматриваемых Минэкономики вариантов — повышение цены конкурентного отбора мощности (КОМ), увеличение волатильности цен на рынке электроэнергии (на рынке на сутки вперед — РСВ), в том числе, потенциально, за счет более высокой индексации тарифов на газ. В этом случае рыночное ценообразование будет играть большую роль в прибылях энергокомпаний, считает чиновник.
Механизм ДПМ, обязывающий генераторов строить новые ТЭС и модернизировать старые по утвержденному правительством плану, запущен в 2010 году. По ДПМ генкомпании получают увеличенную плату за мощность в течение 10 лет. Большая часть проектов по ДПМ уже построена или должна быть введена до конца года, повышенная плата начинает поступать после ввода энергообъекта. Пик платежей придется на 2021-2022 годы, но к 2026 году они сойдут на нет. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, в 2020-2026 годах снижение общего платежа за ДПМ составит более 200 млрд руб. в год, что равноценно снижению цены для конечного потребителя на 10%. Сохранение этого денежного потока и стало ключевым моментом в возникшем споре между регуляторами и потребителями.
О том, стоит ли заключать новые ДПМ (механизм "ДПМ-штрих", предполагающий новые массированные инвестиции в модернизацию ТЭС), спорят не первый год. В октябре Белый дом поручил Минэнерго, Минэкономики и ФАС к 1 декабря разработать меры по модернизации с использованием аналога ДПМ. В Минэнерго пока не отказываются от идеи продления ДПМ, рассматривая также еще два механизма привлечения средств на модернизацию: КОМ и механизм гарантирования инвестиций (МГИ), сообщил вчера замминистра Вячеслав Кравченко. "Можно выбрать даже не один механизм, а несколько",— сообщил он. По его словам, окончательную позицию Минэнерго сформирует в 2017 году. В ФАС сообщили "Ъ", что также поддерживают разработку механизма стимулирования модернизации и ввода генерирующих мощностей. Но "предлагаемый механизм не должен приводить к избыточной нагрузке на потребителей", считают в службе, добавляя, что координатором работы должно стать Минэнерго.
Генерирующие компании считают, что приток средств в отрасль должен сохраниться. Программу ДПМ не стоит продлевать, говорят в Сибирской генерирующей компании (СГК), но отрасли нужно обеспечить денежный поток и модернизацию. "Практика показала, что механизм ДПМ был недостаточно эффективен из-за излишнего контроля,— говорят в СГК.— Нужно вырабатывать рыночные механизмы, чтобы отрасли внутри себя решала, куда двигаться и что внедрять, без дополнительного регулирования". Но сохранить выручку в отрасли рыночным способом невозможно, это взаимоисключающие условия, считает директор ассоциации "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев: "Цели сбора денег и реальная оценка потребности в мощности отсутствуют, поэтому ничего, кроме желания сохранить денежный поток, за инициативой не просматривается". В ассоциации считают, что поставщики электроэнергии уже имеют механизм для создания инвестиционного потенциала в виде долгосрочного КОМа (формирует уровень тарифа на четыре года вперед).
Наталья Порохова считает, что резкий рост доли платы за ДПМ в цене конечного потребителя и профицит на энергорынке снизил для регулятора актуальность разработки новых механизмов привлечения инвестиций. Но потребность в них остается высокой, поскольку инвестиционный бум последних лет затронул только 15% мощностей, отмечает эксперт.