Дпм что это

Дпм что это

Digital Performance Management (DPM) — это решение с закрытым циклом для разрешения проблем, которое помогает производителям определять, расставлять приоритеты и решать самые большие проблемы с потерями, что приводит к снижению затрат, увеличению доходов и повышению уровня обслуживания.

• Инструментальная панель производства : с помощью Инструментальной панели производства , детализированные производственные данные собираются от операторов на уровне цеха и с автоматического оборудования для информационного анализа и инструментов улучшения.

• Анализ производительности : с использованием детализированных данных, собранных с помощью Инструментальной панели производства , Анализ производительности помогает установить верхние причины потерь при производстве и понять относительное влияние потерь различных категорий, используя каскадную диаграмму потерь и детализованные диаграммы причины потерь Парето.

• Система отслеживания действий : после установления потерь с высоким приоритетом в Анализе производительности , связанные с такими причинами потерь действия можно создавать в Системе отслеживания действия для отслеживания инициатив по непрерывному улучшению и просмотра результатов с использованием производственных данных на Инструментальной панели производства .

Используя время как стандартный бизнес-показатель, DPM помогает клиентам понять максимальные потери, чтобы отслеживать и управлять производительностью в рабочих центрах, на фабриках и даже в целых организациях.

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.

ДПМ-1

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

В период действия программы ДПМ суммарная установленная мощность электростанций ЕЭС России увеличилась на 16,29%. Выработка и потребление электроэнергии за 10 лет выросли незначительно на 7,55% и 7,12% соответственно в связи с медленным темпами развития экономики РФ. В то же время пиковая нагрузка осталась практически без изменений. В итоге мощности стало слишком много, если в 2010 году максимум потребления мощности составлял 71% от общей установленной мощности, то в 2020 году — 62%. С другой стороны, переизбыток мощности дает возможность генерирующим компаниям без особых проблем выводить из эксплуатации старое и неэффективное оборудование. Так с 2010 было выведено из более 18 ГВт.

Несмотря на все усилия проблема устаревшего оборудования осталась, т.к. вместо замены старого оборудования строились новые объекты генерации. Россия занимает 4 место по выработке электроэнергии, но средний уровень технического состояния оставляет желать лучшего. Около половины всего генерирующего оборудования старше 40 лет, а 25% — старше 50 лет, а средний возраст составляет 34 года.

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.
• Главной задачей является замена (модернизация) старого оборудования, а не строительство новых объектов, поэтому при отборе проектов приоритет отдается старому оборудованию и имеются ограничения на изменение установленной мощности (от -50% до +20%).
• Следующим критерием отбора является востребованность нового объекта генерации (более 40% дней в работе), чтобы не возникало простоя мощности из-за низкого спроса.
• Также существует условие, при котором новое оборудование должно проработать не менее 15 лет — период заключения договора с увеличенной платой за новую мощность. У ДМП-1 этот срок составлял 10 лет.
• 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.

В ДПМ-2 отбор осуществляется системным оператором за 6 лет до года поставки мощности. Первый отбор проектов по КОММод на 2022-2024 гг. состоялся в апреле 2019 года, где были выбраны 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,6 ГВт: 2,2 ГВт в 2022 году, 3,6 ГВт в 2023 году и 2,8 ГВт в 2024 году. В 2025 году отобрали 25 проектов суммарной мощностью 4 ГВт и в 2026 году — 15 объектов суммарной мощностью 3,8 ГВт. В следующие годы также планирует отбирать около 4 ГВт мощности. Всего планируется модернизировать около 41 ГВт, что составляет почти 17% общей установленной мощности. В итоге предполагается, что программа КОММод будет осуществляться до 2031-2032 года.

Информацию по проектам, выбранных по конкурсному отбору, можно посмотреть на сайте Конкурентного отбора мощности (отбор проектов модернизации) системного оператора единой энергетической системы — http://kom.so-ups.ru/

Программа модернизации мощности по конкурсному отбору на 2022-2026 гг.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2025 г.

Публикации

В настоящее время отношения, связанные с осуществлением инвестиционной деятельности по вводу новых генерирующих мощностей регулируются Договором о предоставлении мощности (ДПМ). По условиям данного договора инвестор принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию объектов генерации взамен на гарантированное возмещение затрат через повышенную стоимость продаваемой мощности. При этом ДПМ предусматривает жесткие санкции за неисполнение или несвоевременное исполнение обязательств по поставке мощности. В статье рассматриваются меры ответственности, применяемые в отношении организаций, нарушивших условия ДПМ, основные принципы расчета штрафов, а также условия, при которых продавец по ДПМ освобождается от ответственности.

В конце февраля 2014 г. СМИ широко освещали вопрос применения санкций за просрочку ввода генерирующих объектов в эксплуатацию. По информации из открытых источников [1] , ряд компаний просрочили ввод энергообъектов больше чем на год. В связи с этим мощность, поставляемая через объекты, введенные упомянутыми компаниями в 2008–2010 г., будет продаваться не по цене, сформировавшейся при конкурентном отборе, а по более низкому тарифу. Причиной несвоевременного ввода мощностей послужил срыв сроков строительства подрядчиком.

Обычно с генерирующих компаний, нарушивших обязательство по своевременному началу поставки мощности, взыскиваются крупные штрафы. Однако рассмотрим сложившуюся недавно вокруг двух крупных игроков энергорынка — ОАО «Фортум» и ОАО «ТГК-2» — ситуацию. Дело представляет особый интерес в связи с тем, что впервые к генераторам-нарушителям применяется санкция в виде уменьшения цены продажи мощности.

Напомним, что в настоящее время на оптовом рынке электрической энергии и мощности (далее — оптовый рынок) применяется механизм, регулирующий инвестиционную деятельность по созданию (реконструкции) объектов генерации и обеспечивающий выполнение обязательств инвесторов по вводу генерирующих мощностей. Речь идет о Договоре о предоставлении мощности (ДПМ). По условиям ДПМ, продавец (генерирующая компания) принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию новых (реконструированных) объектов генерации взамен на гарантированное возмещение затрат на строительство упомянутых объектов через повышенную стоимость продаваемой мощности.

Попробуем более подробно разобраться в том, какие санкции и за какие нарушения предусмотрены условиями ДПМ, как формируется расчетная величина неустойки (штрафа), а также каковы условия, при которых продавец освобождается от ответственности.

ДПМ предусмотрено, что нарушение продавцом обязательства по поставке мощности в установленном количестве может выражаться в:

a) частичном невыполнении обязательства по поставке мощности объектом генерации в количестве, определенном в ДПМ (т. е. недопоставка мощности данного объекта генерации);

б) полном невыполнении обязательства по поставке мощности в установленном ДПМ количестве — в случае продажи продавцом или отчуждения им иным способом введенного в эксплуатацию аттестованного объекта генерации.

По условиям ДПМ в случае наступления даты начала фактической поставки мощности позже даты начала исполнения обязательства по поставке мощности согласно данному Договору, т. е. в случае если объем мощности, подлежащий поставке, будет равняться нулю, продавец считается просрочившим начало исполнения обязательства по поставке мощности. Фактически такая просрочка будет иметь место, если:

a) объект генерации по состоянию на дату начала исполнения обязательства по поставке мощности отсутствует как производственная единица;

б) объект генерации не введен в эксплуатацию, т. е. в отношении него не получено разрешение на ввод в эксплуатацию;

в) фактическое месторасположение и (или) фактические технические характеристики (параметры) генерирующего оборудования объекта генерации не соответствуют указанным ДПМ месторасположению или параметрам.

Обязательства по ДПМ обеспечиваются в форме неустойки и имеют исключительный характер. Это означает, что с нарушившей стороны будет взыскиваться только ежемесячная неустойка (штраф), но не убытки. При этом взыскание такого штрафа происходит во внесудебном порядке, путем списания ОАО «Центр финансовых расчетов» (далее — ЦФР) соответствующей суммы денежных средств со счета стороны, нарушившей ДПМ. Однако ЦФР инициирует расчет и списание средств только на основании решения Наблюдательного совета НП «Совет рынка». Как известно, за нарушение обязательств по поставке мощности по ДПМ с продавца взыскивается штраф в размере 37,5 % от установленной цены мощности. Но откуда берется эта цифра, и как именно ЦФР рассчитывает величину штрафа по ДПМ?

Следует отметить, что условиями ДПМ предусматривается установление предельной величины штрафа по всей совокупности обязательств, имеющихся в отношении соответствующего объекта генерации. Предельная величина, взимаемая с продавца, рассчитывается как 1/4 от произведения установленной мощности объекта генерации, указанной в ДПМ, расчетной цены продажи мощности указанного объекта и 180. Число 180 — это количество месяцев, соответствующих 15-летнему сроку окупаемости инвестированного в объект генерации капитала. Ежемесячная величина штрафа (неустойки) за каждый просроченный 1 МВт мощности объекта генерации рассчитывается как отношение предельной величины штрафа (скорректированной с учетом иных штрафов, оплаченных продавцом) к произведению установленной мощности объекта генерации и 120 (количество месяцев, соответствующих 10-летнему сроку действия ДПМ). При этом совокупный максимальный размер всех штрафов по заключенным в отношении объекта генерации договорам не может превысить скорректированную предельную величину штрафа — вне зависимости от длительности и количества нарушений. Таким образом, на основании вышеизложенного можно произвести примерную калькуляцию последствий в случае наступления просрочки срока поставки мощности.

Предположим, что по условиям ДПМ, продавец обязуется начать поставку мощности посредством создания и ввода в эксплуатацию генерирующего объекта мощностью 400 МВт. Для целей расчетов возьмем усредненную цену, устанавливаемую для продажи мощности по ДПМ, — 600 000 руб. за 1 МВт мощности.

a) Для начала необходимо рассчитать предельную величину штрафа:

400 × 600 000 × 180 / 4= 10 800 000 000 руб.

б) Таким образом, величина штрафа за 1 МВт недопоставленной мощности будет составлять в месяц:

10 800 000 000 / 400 × 120= 225 000 руб.

Можно заметить, что цифра 225 000 руб. составляет как раз те самые 37,5 % от 600 000 руб., т. е. от установленной цены мощности.

в) В конечном итоге сумма штрафа, налагаемая на генератора в случае просрочки поставки мощности посредством генерирующего объекта 400 МВт, составит:

225 000 × 400 = 90 000 000 руб. за каждый месяц просрочки.

Возвращаясь к ситуации ОАО «Фортум» и ОАО «ТГК-2», необходимо напомнить, что порядок применения санкций в виде продажи мощности по пониженному тарифу утвержден приказом Федеральной службы по тарифам Российской Федерации (далее — ФСТ России) еще в 2011 г. [2] , однако будет применяться впервые. Дело в том, что упомянутые санкции применяются в отношении генераторов, которые просрочили больше чем на год ввод в эксплуатацию хотя бы одного объекта по ДПМ. Продавать мощность такие генерирующие компании будут по специально рассчитанному тарифу в течение периода, превысившего год с момента, когда объекты генерации должны были начать поставку мощности. Для примера, согласно Приказу ФСТ России [3] , цена продажи мощности для Челябинской ТЭЦ-3 (БЛ-1, БЛ-2) ОАО «Фортум» установлена в размере одного рубля за 1 МВт мощности в месяц.

Кто виноват и что делать

Несмотря на драконовские меры, применяемые к инвесторам, нарушившим ДПМ, было бы неправильно говорить о том, что Договор — своего рода кнут в руках государства, больно бьющий по бизнесу, для которого предполагалось создать благоприятные юридические и экономические условия. Во-первых, необходимо помнить, что речь идет о развитии российской энергетики и энергетической безопасности. Во-вторых, ДПМ действительно служит первоочередной цели — создать максимально взаимовыгодные отношения «государство — бизнес», а не наказать по всей строгости каждого оступившегося генератора. В связи с этим в ДПМ не только предусмотрены условия, направленные на освобождение добросовестных генераторов от ответственности за нарушения, вызванные действиями третьих лиц, но и закреплена возможность вносить коррективы в дату начала поставки мощности, не подвергаясь при этом никаким санкциям.

Продавец вправе однократно отложить на срок до одного года дату начала исполнения обязательств по поставке мощности в отношении одного или нескольких объектов генерации по ДПМ. Воспользоваться правом на отсрочку продавец может, письменно уведомив о своем намерении АТС и СО через ЦФР. Примечательно, что получение права на отсрочку возможно в любое время действия ДПМ без объяснения причин задержки, так как ДПМ не требует для этого согласия других сторон по Договору или предоставления каких бы то ни было документов, подтверждающих возникновение обстоятельств, при которых продавцу необходимо дополнительное время. Единственным условием является полное соблюдение процедуры уведомления АТС и СО. Так, письменное уведомление, содержащее срок планируемой отсрочки и новую дату начала поставки мощности, должно быть направлено не позже чем за 40 дней до даты опубликования официальной информации о проведении КОМ для года, в котором продавец обязуется начать поставку мощности.

Что касается случаев, когда продавец все же нарушил сроки по ДПМ, но такое нарушение вызвано исключительно неправомерными действиями третьих лиц, то пунктом 3.9 ДПМ предусмотрено, что просрочка начала поставки мощности не влечет применения мер ответственности к поставщику мощности, в случае если вызвана неисполнением или ненадлежащим исполнением:

a) сетевой организацией ее обязанностей по присоединению объекта генерации к электрической сети; и (или)

б) газораспределительной организацией ее обязанностей по присоединению к газовым сетям (в случае если основным топливом для объекта генерации является природный газ).

При этом необходимым условием является своевременное и полное выполнение продавцом его встречных обязательств по ДПМ, а также достижение степени готовности объекта генерации не менее чем на 90%. С целью подтверждения оснований для освобождения от ответственности за просрочку поставки мощности продавцу необходимо не позднее чем за 10 дней до указанного в ДПМ срока начала поставки мощности предоставить в НП «Совет рынка» соответствующие документы, подтверждающие, что просрочка поставки мощности возникла именно по вине одной или обеих упомянутых организаций.

Не следует забывать, что, кроме внушительной суммы штрафных санкций в случае нарушения обязательств по ДПМ, продавец также несет финансовые потери, которые выражаются в неполучении прибыли за продажу мощности и электрической энергии. Зачастую сумма упущенной выручки превышает сумму штрафов. При этом в случаях, когда нарушения вызваны неправомерными действиями третьих лиц, не являющихся субъектами оптового рынка, продавец сталкивается с определенными трудностями при обращении в арбитражный суд с целью взыскания суммы упущенной выручки. Произвести самостоятельно расчет упущенной выручки и дополнительных обязательств — задача практически невыполнимая. Вдобавок суды крайне редко принимают подобные расчеты в качестве надлежащего доказательства при рассмотрении дел о взыскании упущенной выгоды на оптовом рынке.

В настоящее время НП «Совет рынка» опубликована Методика [4] , распространяющая свое действие на расчетные периоды с 1 января 2011 г. Этот документ устанавливает порядок определения размера упущенной выручки и дополнительных обязательств продавца по покупке электроэнергии (мощности), возникающих вследствие обстоятельств, не зависящих от самого участника и причиненных действием (бездействием) юридических лиц, не являющихся субъектами ОРЭМ.

В соответствии с Методикой указанными обстоятельствами могут являться:

§ неотложный ремонт генерирующего оборудования вследствие некачественно проведенного подрядной организацией ремонта;

§ невыполнение графика ремонта подрядной организацией;

§ низкое качество поставленного топлива;

§ несоответствие параметров генерирующего оборудования плановым вследствие брака поставленных сторонней организацией составных частей этого оборудования;

При этом Методика также предусматривает проведение ОАО «АТС» расчета величины дополнительных обязательств и упущенной выручки на основании договора на предоставление услуги по проведению расчета, заключаемого между продавцом и ОАО «АТС». Предполагается, что расчеты, произведенные ОАО «АТС», можно будет использовать в качестве неопровержимого доказательства размера упущенной выгоды и дополнительных обязательств, возникших у участника оптового рынка по вине третьих лиц. Это поможет обеспечить защиту интересов продавца от убытков, вызванных действиями третьих лиц, в том числе поставщиков оборудования и подрядных организаций.

В настоящее время отсутствует положительная судебная практика относительно применения новой Методики для целей формирования доказательственной базы при обращении в арбитражный суд. Насколько реальной окажется схема взыскания убытков, возникших у участника оптового рынка по вине организаций, не являющихся субъектами оптового рынка, можно будет судить только по мере формирования соответствующей практики, которая будет зависеть в том числе от квалифицированности доводов и действий участника оптового рынка.

[1] h ttp:// www.vedomosti.ru/companies/news/23042351/tarif -dlya-narushitelej

[2] Приказ ФСТ России от 21 марта 2011 г. № 73-э Об утверждении порядка определения цены на мощность генерирующих объектов участников оптового рынка электрической энергии (мощности), которые заключили договоры о предоставлении мощности, но не ввели в эксплуатацию хотя бы один из указанных в договоре генерирующих объектов в течение более чем 12 календарных месяцев по окончании срока, установленного в договоре порядок определения цены на мощность генерирующих объектов участников оптового рынка электрической энергии (мощности), которые заключили договоры о предоставлении мощности, но не ввели в эксплуатацию хотя бы один из указанных в договоре генерирующих объектов в течение более чем 12 календарных месяцев по окончании срока, установленного в договоре.

[3] Приказ ФСТ России от 12 марта 2014 г. № 57-э/1 Об утверждении цен на мощность генерирующих объектов, отнесенных на 1 января 2010 г. и (или) на 1 января 2008 г. к группам точек поставки, в отношении которых торговля электрической энергией либо электрической энергией и мощностью осуществлялась участником оптового рынка, в отношении которого в перечень генерирующих объектов, определяемый распоряжением Правительства Российской Федерации для заключения договоров о предоставлении мощности, был включен генерирующий объект, для которого действует договор о предоставлении мощности и предельный объем поставки мощности которого равен нулю в течение 12 месяцев

[4] Методика определения упущенной выручки и дополнительных обязательств в отношении отнесенной к ценовой зоне оптового рынка ГТП генерации участника от недопоставки электрической энергии и мощности на ОРЭМ по вине сторонних организаций, которые могут быть использованы участником ОРЭМ в качестве составляющих при определении упущенной выгоды и реального ущерба, от 31 августа 2012 г.

«Значение программы ДПМ для российской энергетики сложно переоценить»

1 февраля в этом году стало знаковым днём для российской электроэнергетики. В этот день на оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) был выведен последний объект, построенный в России по программе договоров предоставления мощности. Воронежская ТЭЦ-1 «Квадры», введённая в этом году, стала 136-м генобъектом, построенным по ДПМ. За 10 лет в стране появилось почти 30 ГВт новых мощностей, средний коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) которых в 2019 году превысил 60%. Итоги программы ДПМ специально для «Перетока» подвёл председатель правления «Совета рынка» Максим Быстров.

С вводом объектов Воронежской ТЭЦ-1 завершилось строительство генерации по программе ДПМ. Сложно переоценить значение этой программы. Она стала завершающим этапом масштабной реформы электроэнергетики, стартовавшей в начале 2000-х годов, и заложила потенциал развития тепловой генерации в первые годы после реорганизации РАО «ЕЭС России». При реализации программы ДПМ в энергетику были привлечены огромные инвестиции, решена проблема дефицита в различных точках ЕЭС России, введено новое эффективное оборудование.

Напомню, что реформа стартовала в условиях полностью регулируемого рынка электроэнергии и наличия фактически одного мощного участника в лице вертикально интегрированной компании РАО «ЕЭС России», в ведении которой находилась большая часть генерирующих и сетевых активов в стране, сбыт и диспетчерское управление.

Целью реформы было создать условия для эффективного развития отрасли. Лучшим стимулом к развитию любого предприятия и оптимизации любого производства является прямая экономическая заинтересованность собственника в повышении эффективности его работы. Поэтому первоочередными задачами реформы стали передача активов надёжным собственникам и создание рыночных условий для функционирования отрасли. Таким образом, параллельно происходили два глобальных процесса – реорганизация вертикально интегрированных компаний с выделением генерирующих компаний, сбытов, сетей и переход от регулируемого рынка к конкурентному, создающему стимулы к повышению эффективности каждой из компаний.

Почва для самостоятельного функционирования и конкуренции вновь созданных компаний была подготовлена в 2006–2007 годах, после этого началась продажа генерирующих компаний частным инвесторам. В этот период потребление электроэнергии росло впечатляющими темпами, что на фоне старения генерирующих мощностей могло привести к энергодефициту, вплоть до регулярных веерных отключений (примером такого энергокризиса служит московский блэкаут 25 мая 2005 года). Назрела необходимость значительных инвестиций в генерацию, поэтому был нужен механизм, который стимулировал бы новых собственников генерирующих компаний осуществить такие инвестиции. В условиях только родившегося рынка с молодой инфраструктурой, в условиях новых собственников и новых правил игры подобный механизм должен был обеспечить гарантию реализации планов по развитию отрасли.

Таким стартовым толчком и гарантом дальнейшего развития электроэнергетики в новых условиях послужила программа ДПМ. Согласно условиям программы, новые собственники генерирующих компаний, приобретая их, получали вместе с этим обязательство выполнить планы по модернизации и строительству генерирующих объектов, сформированные ещё РАО ЕЭС. Перечень генерирующих объектов, подлежащих строительству и модернизации, был утверждён распоряжением Правительства РФ от 11 августа 2010 года (№ 1334-р).

Важным моментом для реализации задуманного была договорная конструкция ДПМ. С одной стороны, она должна была чётко зафиксировать обязательства генерирующих компаний по выполнению инвестиционной программы, с другой – гарантировать оплату мощности генерирующих объектов, которые по этой программе будут построены: по цене, обеспечивающей возврат инвестиций с определённой доходностью.

Оптимальная конструкция разрабатывалась очень тщательно, и только в конце 2010 года (то есть уже после того, как компании перешли к новым собственникам) были заключены договоры о предоставлении мощности. В итоге под понятием ДПМ подразумевается совокупность договоров: это агентский договор, заключаемый поставщиком с инфраструктурными организациями (ЦФР, «Совет рынка», АТС, СО ЕЭС), и договоры купли-продажи мощности, заключаемые со всеми покупателями – участниками оптового рынка. Мощность по ДПМ оплачивается покупателями в течение 10 лет по цене, которая обеспечивает окупаемость проекта за 15 лет. Это реализовано за счёт того, что в последние 4 года действия договора цена включает компенсацию будущей разницы цены КОМ (по которой поставщики начнут продавать мощность объектов после завершения программы ДПМ) и той цены, которую они бы дальше получали по ДПМ, если бы срок поставки по договору составлял 15 лет. Доходность на инвестированный капитал определяется исходя из базового значения (14% годовых) с учётом колебаний доходности долгосрочных (со сроком погашения около 10 лет) облигаций федерального займа. ДПМ предусматривает штрафы за нарушение сроков ввода генерирующих объектов в эксплуатацию.

Такая конструкция показала себя надёжной и, как оказалось впоследствии, очень привлекательной для поставщиков и банков, которые охотно кредитовали «под неё» генераторов.

Как уже говорилось, на завершающем этапе реформы ДПМ рассматривался как своего рода стимул к продолжению развития отрасли. Ожидалось, что это будет «одноразовая акция» и больше таких стимулов не потребуется. Подобные ожидания базировались на прогнозе, обещающем рост цен на топливо. При этом предполагалось, что новые станции, будучи гораздо эффективнее, чем старые, обеспечат получение маржинальной прибыли от продажи электроэнергии по рыночным ценам, достаточной для покрытия капитальных затрат на строительство и модернизацию. По факту же цены на топливо растут очень медленно, повышение эффективности станции не даёт ожидаемого экономического эффекта собственнику, и «премии за эффективность» недостаточно, чтобы компенсировать значительный объём капитальных вложений. Из-за этого всё чаще речь заходит о новых применениях разработанной для ДПМ конструкции. Она уже применяется в программе поддержки ВИЭ, а программу модернизации тепловой генерации часто называют ДПМ-2. К сожалению, в качестве источника финансирования этих программ выступает рынок мощности, что порождает новые проблемы.

Что же касается содержательной части программы ДПМ, то, на удивление, она претерпела довольно мало изменений, если говорить о перечне объектов, зафиксированных в распоряжении правительства. Да, были незначительные изменения, замена площадок, но ничего существенного: исключено два генерирующих объекта совокупной мощностью около 500 МВт, площадки заменены в отношении 10 объектов (суммарно около 2,5 ГВт).

И самое важное в том, что большая часть программы, несмотря на задержки ввода, в итоге реализована.

Реализация программы ДПМ привела к росту надёжности энергосистемы: число регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения сократилось вдвое относительно аналогичного показателя 2010 года.

Цифры и факты

Всего в рамках ДПМ было введено 136 объектов, из них 91 новый и 45 модернизированных