Региональный аспект развития генерирующих мощностей на основе ДПМ

УДК 338.45.01

А. В. Краснов, И. В. Шакирзянов

РЕГИОНАЛЬНЫЙ АСПЕКТ РАЗВИТИЯ ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ НА ОСНОВЕ ДПМ

Ключевые слова: Договор на поставку мощности, региональная энергетика.

Рассмотрены теоретические аспекты договора на поставку мощности. Описано влияние инвестиционного механизма (ДПМ) на энергетику Республики Татарстан

Keywords: Contract for the supply of power, regional economy.

This work reviewed the theoretical aspects of the Contract for the supply of power. Describes the impact of the investment mechanism on energy Republic of Tatarstan.

Одной из ключевых задач реформирования электроэнергетики России в период с 2001-2008 гг. было привлечение частных инвестиций в отрасль, с последующей модернизацией генерирующих и сетевых мощностей, которые должны были покрыть предполагаемый рост энергопотребления в ближайшие годы.

В то же время, каких либо механизмов развития генерирующих мощностей не предлагалось. Все сводилось к предположениям о том, что на рынке электроэнергии стимулы по привлечению инвесторов и капитала в отрасль будут формироваться на основе соответствующих ценовых сигналов.

На сегодня в целом по России, наиболее успешным, является инвестирование в отрасль через механизм ДПМ.

Договор о предоставлении мощности (ДПМ) представляет собой агентский договор, заключаемый между поставщиками и покупателями с одной стороны и центром финансовых расчётов с другой. Поставщик при этом берёт на себя обязательства по строительству, вводу и эксплуатации генерирующих объектов.

Предлагаемая в этом случае договорная конструкция подразумевает ряд условий по отношению к инвестору (табл. 1).

Таблица 1 - Характеристика условий заключения ДПМ

Жесткие условия ДПМ

Применение штрафных санкций по отношению к инвестору в случае срыва сроков ввода новых мощностей: - сдвиг сроков на 18 месяцев или 50% снижение вводов мощностей по отношению к

показателям утвержденной инвестпрограммы = штраф в размере

Смягчающие условия ДПМ

1. При возникновении независящих от компании обстоятельств, возможен сдвиг ввода новых мощностей на срок до одного года;

2. Гарантия покупки у генерирующих компаний мощности введенных в эксплуатацию станций Центром финансовых расчетов (ЦФР);

3. Возможность для инвестора заменить один объект другим;_

50% от объема программы; - менее

значительные нарушения =

штрафы от 15 до 100 млн.руб.

4. В случае негативных тенденций в области либерализации электроэнергетического рынка генерирующие компании могут отказаться от обязательств по выполнению инвестиционных программ;

5. Введено ограничение предельного размера штрафов_

Механизм ДПМ изначально имел временной характер и рассчитывался на перспективу до 2012 года, с целью обеспечить ввод генерирующих мощностей после реформирования РАО «ЕЭС России». По завершении реформы электроэнергетики предполагалась полная либерализация рынка, а механизм ДПМ должен был себя исчерпать, так как развитие генерации должно было осуществляться за счёт долгосрочного рынка мощности [1].

Новые игроки рынка - ОГК (оптово-генерирующие компании) и ТГК (территориальные генерирующие компании) - и их владельцы (инвесторы) были обязаны исполнить возложенную на них инвестпрограмму по вводу новых генерирующих мощностей в указанные сроки.

Для этого РАО «ЕЭС России» заключало акционерное соглашение с инвестором, а также договор с генерирующей компанией о предоставлении мощности. Необходимость дополнительного заключения ДПМ была вызвана существующее российское не позволяло использовать акционерное соглашение как инструмент гарантий со стороны инвестора в части выполнения им своих инвестиционных обязательств.

Договоры о предоставлении мощности стали главным фактором привлечения частных инвестиций в отрасль.

С учетом возникших негативных обстоятельств в российской экономике во время финансово-экономического кризиса, инвесторы в электроэнергетике начали отказываться от своих инвестпрограмм, затягивая сроки вводов новых

тем, что законодательство

мощностей, ввиду замедления темпов электропотребления в стране. Пересмотренные ДПМ были подписаны тогда, когда Правительство РФ пошло на ряд упрощений для инвесторов при реализации инвестиционных программ:

1. Отсрочка вводов новых мощностей на один год;

2. мощности, построенные по ДПМ не проходили конкурентный отбор;

3. Цена на мощность, построенной по ДПМ, в пять раз выше предельного уровня цен от государства;

4. 75% вложенных средств инвестор возвращает через спец-цену на мощность, которая составляет порядка 700 тыс. руб./МВт.

В результате уже в 2011 году стране в совокупности было введено 6 ГВт новых мощностей. Этот показатель стал лучшим после распада СССР [2].

Установленная мощность генераторов России до момента ввода программы ДПМ составляла 218 ГВт. В перспективе до 2018 года по программе ДПМ планируется ввести порядка 40 ГВт новых мощностей. Программа затрагивает 44 региона Российской Федерации и обойдется в 5,4 трлн.руб. (рисунок 1). В итоге обновится 20% мощностей, половина регионов страны получат новую, эффективную генерацию.

Регионы без ДПМ

Регионы с ДПМ

218 ГВт

40

44

2018 г.

5,4

устано- ГВт Регионау срок трлн.

вленная ввод частника ввода руб.

мощ- по ДПМ по инвест

ность ДПМ ДПМ иции

Рис. 1 - Основные параметры генерации

модернизации

Основанием для распределения средств в размере более 5 трлн.руб. по программе ДПМ стали Постановление Правительства РФ от 20.09.2008 № 705 и Распоряжение Правительства РФ от 11.08.2010 №1334-р[3].

Однако, проанализировав ситуацию, которая сложилась с распределением средств по ДПМ можно сделать вывод о том, что в основе реализации механизма изначально обозначилась дискриминация по отношению к компаниям, не участвующим в программе ДПМ.

В рамках реализации программы в ряде энергокомпаний процент обновления генерирующих мощностей составит 86% (табл.2). При этом многие компании вообще не получили возможности использовать ДПМ.

Таблица 2 - Отношение объема

предоставленного ДПМ к установленной мощности компаний

Наименование % к Прирост

компании установленно мощности,

и мощности ГВт

«FORTUM» 86 + 2,4

ГРУППА 42 + 1,1

КОМПАНИИ

«СИНТЕЗ»

«ОНЭКСИМ 37 + 1,1

ГРУПП»

«Е-0№> 32 + 2,5

НЕФТЯННАЯ 25 + 0,9

КОМПАНИЯ

«ЛУКОЙЛ»

«ИНТЕР РАО 24 + 4,8

ЕЭС»

«ГАЗПРОМ» 24 + 7,7

«КЭС 21 + 3,2

ХОЛДИНГ»

«ЕШЬ» 9 + 0,8

«СУЭК» 8 + 0,7

В результате воздействия негативных факторов финансового кризиса 2008 года, способствовавшего инфраструктурным сдвигам в экономике, в регионах с реализованными проектами по ДПМ образовался избыток объема электроэнергии. Профицит в некоторых регионах составил более 100%, и таким образом, колоссальные средства, вкладываемые в модернизацию, привели к созданию невостребованных, «запертых» мощностей.

Затраты потребителей на оплату строительства объектов ДПМ стали настолько высоки, что перед Правительством страны встал вопрос о «замораживании» тарифов.

При этом в половине регионов страны, энергокомпании которых не получили возможность использовать ДПМ, оплата за программы модернизации генерирующих мощностей регионов с ДПМ осуществляется всеми потребителями на равных. Таким образом создается ситуация дискриминации по отношению к плательщикам, где ДПМ не предусмотрен.

Помимо этого, согласно мнению ряда экспертов отрасли, программа ДПМ не выполнила в полной мере задачу по обновлению и ликвидации всех узких мест в электроэнергетике. Отсутствие достаточных генерирующих мощностей в энергодефецитных зонах страны является сдерживающим фактором развития территорий и представляет угрозу надёжной работы единой энергосистемы России.

Одним из регионов, в электроэнергетике которого существует немало проблем, является Республика Татарстан.

В результате того, что Татарстан не попал в программу ДПМ, рост потребности в электроэнергии не может быть восполнен за счёт новых мощностей. Более того идёт выбытие старых мощностей. При этом, республика является одним из самых крупных плательщиков ДПМ [4].

Это ситуация может отразится на динамике экономики региона, и представляет угрозу генерации республики с ее старыми мощностями. Генерирующие мощности, строящиеся по программе ДПМ имеют несопоставимо низкий удельный расход топлива на производство 1 кВт/ч электроэнергии по отношению к устаревающей генерации (450 г.у.т. на 1 кВт/ч у старой генерации и 260 г.у.т. на 1 кВт/ч у новой генерации), что послужит выдавливанию старой генерации с оптового рынка электроэнергии.

В качестве выхода из сложившейся ситуации, целесообразно рассмотреть следующие варианты решений.

Во-первых, необходимо провести ревизию реализуемых проектов ДПМ. При этом важно уточнить, в каких регионах существует реальный дефицит в электрической мощности. На основании полученных данных, в тех регионах, где это экономически оправдано (степень реализации проекта не высокая), осуществить перенос на территории, где наиболее востребованы источники электроэнергии.

Во-вторых, дальнейшая модернизация и обновление генерирующих мощностей должна проводиться с учётом тех недочётов, которые имелись при реализации программы ДПМ, а именно:

1. Строительство объектов генерации должно осуществляться там, где существует

дефицит мощности, при этом он должен быть покрыт за счёт вводимой генерации. Это позволит избежать неоправданной нагрузки на потребителей по оплате излишней мощности, сверх нормативных резервов;

2. Должен иметь место исключительно конкурсный отбор. Строить должна генерирующая компания, которая предложит наилучшие условия по договору. Это позволит получить потребителю объект новой мощности по минимальной цене;

3. Оплату, т.е. возврат вложенных средств, производить инвестору по завершению строительства, по аналогии с ДПМ.

Предложенные меры определяют целевую «адресную» направленность решения возникших проблем по дальнейшей модернизации электроэнергетики как конкретного региона так страны в целом. Их реализация позволит сбалансировать производство и потребление электроэнергетики, укрепит надежность

энергоснабжения, за счёт ввода новых мощностей, а также будут способствовать росту экономики страны.

Литература

1. www.rao-ees.ru - Официальный сайт РАО «ЕЭС России»;

2. minenergo.gov.ru - Официальный сайт Министерства энергетики Российской Федерации;

3. Постановление Правительства РФ от 20.09.2008 № 705,

Распоряжение Правительства РФ от 11.08.2010 №1334-

р;

4. Данные ОАО «Генерирующая компания».

5. Шинкевич А.И.. Варданян Э.А. Пути совершенствования механизмов управления устойчивым социально-экономическим развитием региона //Вестник Казанского технологического университета, 2013.-№ 1-С.307-310.

6. Государственно-частное партнерство как механизм трансферта инновационных технологий в регионе/Андреева Е.С. [и др.] // Вестник Казанского технологического университета, 2013.-№ 5- С.294-296.

© А. В. Краснов - д. э. н., проф. каф. экономики и управления на предприятии пищевой промышленности КНИТУ, Anatoliy.Krasnov@tatar.ru; И. В. Шакирзянов - заочный асп. той же кафедры, Ilnar-vakipov@mail.ru.

© A. V. Krasnov - d. 3. n., professor of the department for the economy and control in the enterprise of the food industry KNITU, Anatoliy.Krasnov@tatar.ru; 1 V. Shakirzyanov - the external graduate student of the department of economy and organization of the production KNITU, Ilnar-vakipov@mail.ru.