Основной целью заключения договоров о предоставлении мощности являлось гарантирование как строительства генерирующих мощностей так и покупка объемов мощности и электроэнергии произведенных данными мощностями. Для данного вида мощности была использована методика формирования цены по принципу RAB (regulatory asset base) применение которой позволяет объекту регулирования покрыть все свои затраты и получить нормативную доходность. При этом предусмотрена компенсация следующих затрат:

  • Капитальные вложения
  • Затраты на технологическое присоединение к электрическим и газовым сетям
  • Расходы по оплате налога на имущество
  • Эксплуатационные затраты объекта генерации.

Возврат инвестиций с установленной доходностью обеспечиваются за 15 лет , поставка по договору осуществляется в течение 10 лет (далее по рыночным ценам). При расчете цены на мощность используются нормативные величины капитальных и эксплуатационных затрат, что стимулирует отраслевую эффективность так как позволяет инвесторам, дешевле строящим или эксплуатирующим объекты генерации, отвечающие предъявляемым к ним требованиям, получать дополнительную прибыль.

Словарь “Энергорынок”

Балансирующий рынок

Балансирующий рынок представляет собой рынок отклонений фактического почасового производства и потребления электроэнергии от планового торгового графика и предназначен для обеспечения баланса производства и потребления в реальном времени. Генераторы, изменившие производство электроэнергии по инициативе Системного оператора, получают премию. Генераторы, снизившие производство по собственной инициативе, и потребители, увеличившие нагрузку, нагружаются дополнительной платой. На балансирующем рынке поставщики подают заявки Системному оператору на загрузку (отклонение «вверх») и разгрузку (отклонение «вниз») своих мощностей по сравнению с плановыми объёмами, сформировавшимися на РСВ. В заявках указываются цены и возможные объемы увеличения производства электроэнергии, а также цены за отклонение «вниз» по инициативе Системного оператора. Заявки потребителей на возможное снижение нагрузки рассматриваются наравне с заявками генерирующих компаний на увеличение производства. При возникновении небаланса в энергосистеме Системный оператор увеличивает производство электроэнергии или ограничивает нагрузку потребителей-регуляторов, начиная с указавших минимальные цены в заявках.

Договор о предоставлении мощности (ДПМ)

Договор о предоставлении мощности (ДПМ) подразумевает заключение поставщиками и покупателями агентских договоров с центром финансовых расчетов. Заключая договор о предоставлении мощности, поставщик принимает на себя обязательства по строительству, и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. В свою очередь, им гарантируется возмещение затрат на строительство генерирующих объектов через повышенную стоимость мощности. Обязательства по покупке мощности, поставляемой по ДПМ, распределяются исходя из фактического собственного максимума потребления потребителя между всеми потребителями соответствующей ценовой зоны. Договоры о предоставлении мощности (ДПМ) — заключаются поставщиками – организациями, созданными в результате реорганизации в 2008 году ОАО РАО «ЕЭС России», в отношении генерирующих объектов, перечисленных в утвержденном Правительством Российской Федерации перечне (Распоряжение Правительства Российской Федерации от 11.08.2010 г. № 1334-р).

Конкурентный отбор мощности

Конкурентный отбор мощности (КОМ) — инструмент обеспечения надежности работы ЕЭС России. Рынок мощности является одним из ключевых инструментов обеспечения надежного функционирования ЕЭС России. Благодаря рынку мощности собственники объектов генерации и инвесторы могут получать с оптового рынка средства, необходимые для поддержания постоянной готовности электростанций, введенных в эксплуатацию, выработки электроэнергии и проведения ремонтов, а потребители — право потреблять электроэнергию в необходимых им объемах. Основа функционирования рынка мощности — процедура конкурентного отбор мощности (КОМ). По ее результатам определяются объекты генерации, которые в предстоящем году будут осуществлять поставку мощности на оптовый рынок, и цена указанной поставки.

Мощность, производимая с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (ВР)

Мощность, производимая с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме (ВР), – мощность, не прошедшая по своим техническим параметрам конкурентный отбор мощности, но необходимая для нормальной работы энергосистемы и теплоснабжения населения. Мощность вынужденных генераторов распределяется между покупателями пропорционально их пику потребления. Мощность генерирующих объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме, оплачивается покупателями, расположенными в той же зоне свободного перетока. Мощность оплачивается по цене, установленной ФСТ России, учитывающей маржинальный доход, получаемый такими поставщиками на рынке электроэнергии.

Основные принципы организации оптового рынка

Мощность и электроэнергия, несмотря на несомненную взаимосвязь, рассматриваются как отдельные товары. Реализация мощности представляет собой обязательство и возможность поддержания в готовности генерирующего оборудования для выработки электроэнергии установленного качества в объёме, необходимом для удовлетворения потребности потребителя в электроэнергии, в то время как реализация электроэнергии представляет собой физическую поставку электроэнергии потребителю.

Новая модель рынка электроэнергии предполагает существования трёх секторов торговли электроэнергией:

  • долгосрочных двусторонних договоров;
  • рынка на сутки вперёд (РСВ);
  • балансирующего рынка (БР).

На рынке долгосрочных двусторонних договоров торговля электрической энергией осуществляется по регулируемым договорам (РД) и свободным двусторонним договорам (СДД). В секторе регулируемых договоров Федеральная служба по тарифам устанавливает предельные тарифы на электроэнергию, поставляемую на оптовый рынок и покупаемую с рынка. Объемы электроэнергии, не покрытые регулируемыми договорами, продаются по свободным ценам в рамках свободных двусторонних договоров и рынка «на сутки вперед». В рамках свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объемы поставки. Основой рынка «на сутки вперед» является проводимый ОАО «Администратор торговой системы» конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. При возникновении отклонений от запланированных на сутки вперед объемов поставки, участники покупают или продают их на балансирующем рынке.
В новой модели рынка регулируемые договоры фактически заменили существовавший ранее регулируемый сектор рынка электроэнергии. Одномоментная либерализация оптового рынка электроэнергии могла привести к существенным изменениям уровня цен на электроэнергию, влияющим на конкурентоспособность как потребителей, так и производителей электроэнергии. Поэтому либерализация рынка проводилась постепенно до 2011 года путем снижения объемов двухсторонних регулируемых договоров два раза в год. С 1 января 2011 года в пределах ценовых зон оптового рынка регулируемые договоры заключаются только в отношении объёмов электроэнергии и мощности, предназначенных для поставок населению, приравненным к населению категориям потребителей, а также гарантирующим поставщикам, действующим на территории республик Северного Кавказа, Республики Тыва и Республики Бурятия.

Рынок двусторонних договоров

На рынке двусторонних договоров торговля электрической энергией осуществляется по регулируемым (РД) и свободным двусторонним договорам (СДД). В секторе регулируемых договоров ФСТ устанавливает предельные тарифы на электроэнергию, поставляемую на оптовый рынок и покупаемую с рынка. Поставщиков и покупателей — контрагентов по регулируемым договорам — определяет Администратор торговой системы.

При заключении свободных двусторонних договоров участники рынка сами определяют контрагентов, цены и объёмы поставки. Поставщики электроэнергии обязаны поставить объём электроэнергии, предусмотренный договором, либо произведя его на собственных генерирующих объектах, либо приобретя его по свободным двусторонним договорам или на РСВ.

Рынок на сутки вперёд

На РСВ продаются (покупаются) лишние (недостающие) объёмы электроэнергии относительно объёмов двусторонних договоров.
На РСВ торговля электроэнергией происходит по цене, устанавливающейся под влиянием спроса и предложения. Равновесная цена[5] электрической энергии определяется на основании ценовых заявок поставщиков и ценовых заявок покупателей электрической энергии соответствующей ценовой зоны с учётом необходимости обеспечения перетоков электрической энергии. Проведение конкурентного отбора заявок и определение планового производства и потребления электроэнергии участниками рынка включает три основных этапа. На первом этапе Администратор торговой системы получает от Системного оператора актуализированную расчётную модель энергосистемы, включающую в себя схему, выбранный состав работающего оборудования, ограничения и другие параметры. На втором этапе поставщики подают ценовые заявки для каждого часа операционных суток, в которых указана цена, по которой он может продавать объём электроэнергии не выше указанного для каждой группы точек поставки поставщика. Допускается подача ценопринимающих заявок, в которых поставщики не указывают цену электроэнергии, соглашаясь продавать электроэнергию по сложившейся в результате конкурентного отбора заявок цене. Покупатели также для каждого часа операционных суток подают заявки, отражающие их готовность купить в группе точек поставки электроэнергию по цене и в объеме, не выше указанных в заявке. Покупатели также могут подавать ценопринимающие заявки. Подавая ценопринимающие заявки, поставщики и покупатели могут увеличить вероятность того, что их заявки будут приняты. Администратор торговой системы на основании данных, полученных от Системного оператора, и заявок участников рынка определяет для каждой ценовой зоны почасовые равновесные цены и объемы выработанной и потреблённой электроэнергии, формируя торговый график. При проведении конкурентного отбора Администратор торговой системы включает в торговый график объёмы электроэнергии поставщиков, на которые в заявках указана наиболее низкая цена, и объёмы электроэнергии покупателей, на которые указана наиболее высокая цена. Равновесную цену определяет максимальное ценовое предложение электростанции, заявленные объемы электроэнергии которой ещё востребованы рынком. На третьем этапе Администратор торговой системы передаёт сформированный торговый график Системному оператору для ведения режима энергосистемы. Производители электроэнергии, ценовые заявки которых оказались выше равновесной цены, и потребители, ценовые заявки которых оказались ниже равновесной цены, в торговый график не включаются[6]. В случае если в результате конкурентного отбора часть или весь объём планируемого производства (потребления) не включён в торговый график, участник может либо ограничить свое производство (потребление) на уровне торгового графика, либо выработать (потребить) недостающий объем на балансирующем рынке.

Рынок мощности

Целью формирования рынка мощности является создание благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, обеспечивающих создание новых генерирующих мощностей в объёме, достаточном для удовлетворения спроса на электроэнергию и поддержания необходимого уровня надёжности энергоснабжения. Отбор поставщиков мощности производится Системным оператором на основе конкурентного отбора ценовых заявок на продажу мощности. Поставщики, отобранные в результате конкурентного отбора, получают гарантию востребованности их мощности. В период действия этой гарантии продажа мощности может осуществляться по свободным двусторонним договорам с одновременной продажей электроэнергии на конкурентном рынке либо тарифным способом по цене, указанной поставщиком в ценовой заявке с одновременной продажей электроэнергии по тарифу, устанавливаемому ФСТ.

Читайте так же:  Приказ 431 от 12052010

Долгосрочный рынок мощности предусматривает:

  • покупку/продажу мощности, отобранной по итогам конкурентного отбора мощности (КОМ), по договорам купли-продажи мощности, заключённым по итогам КОМ;
  • покупку/продажу мощности по свободным договорам купли/продажи мощности, в том числе на бирже (СДМ);
  • покупку/продажу мощности новых объектов тепловой генерации по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) и по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и тепловых электростанций, аналогичным ДПМ.
  • покупку/продажу мощности генерирующих объектов, отнесённым к генерирующим объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме (вынужденные генераторы);
  • покупку/продажу мощности по регулируемым договорам (РДМ) (в отношении поставок населению и приравненным к населению категориям потребителей);
  • покупку/продажу мощности генерирующих объектов, определённых по результатам конкурсов и отборов инвестиционных проектов.

В долгосрочном рынке КОМ производится исходя из формируемого системным оператором ЕЭС прогноза спроса на соответствующий период поставки. В случае превышения фактического спроса на мощность над прогнозным возможно проведение корректирующего конкурентного отбора.

В ходе КОМ в первую очередь отбираются мощности, введённые по ДПМ с объектами тепловой генерации, а также по аналогичным ДПМ договорам с атомными электростанциями и гидроэлектростанциями. Мощность, не прошедшая конкурентный отбор, не оплачивается, за исключением мощности генерирующих объектов, работа которых необходима для поддержания технологических режимов работы энергосистемы или поставок тепловой энергии (вынужденные генераторы). Мощность вынужденных генераторов оплачивается по тарифу, установленному ФСТ.

В декабре 2010 года закончилась первая кампания по подписанию ДПМ. Объект тепловой генерации, введённый по ДПМ, получает гарантию оплаты мощности на 10 лет, обеспечивающую возврат капитальных затрат и оговорённых эксплуатационных расходов. Для договоров, аналогичных ДПМ, заключаемых с атомными электростанциями и гидроэлектростанциями, гарантия оплаты мощности составляет 20 лет.

Рынок системных услуг

Рынок системных услуг используется в качестве механизма обеспечения надежности функционирования энергетической системы и качества электрической энергии. В разных странах рассматривают различные типы системных услуг. Основными из них являются следующие:

  • первичное и вторичное регулирование частоты электрического тока;
  • регулирование напряжения;
  • поддержание резервов мощности;
  • возможность запуска генерирующего объекта без внешнего источника электрической энергии;
  • регулирование нагрузки потребителей;
  • противоаварийное управление.

Постановлением Правительства Российской Федерации № 117 от 3 марта 2010 г. утверждены правила отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электроэнергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг. Данным постановлением определены 4 вида услуг по обеспечению системной надежности:

  • услуги по нормированному первичному регулированию частоты с использованием генерирующего оборудования электростанций;
  • услуги по автоматическому вторичному регулированию частоты и перетоков активной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций (за исключением гидроэлектростанций установленной мощностью более 100 МВт);
  • услуги по регулированию реактивной мощности с использованием генерирующего оборудования электростанций, на котором в течение периода оказания соответствующих услуг не производится электрическая энергия;
  • услуги по развитию систем противоаварийного управления в Единой энергетической системе России.

Организация отбора субъектов электроэнергетики, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оплата таких услуг, а также координация их действий по оказанию услуг по обеспечению системной надежности осуществляются Системным оператором.

Субъекты оптового рынка

В состав субъектов оптового рынка[7] входят участники обращения электрической энергии и (или) мощности — поставщики электрической энергии (генерирующие компании) и покупатели электрической энергии (энергосбытовые организации, крупные потребители электрической энергии, гарантирующие поставщики), получившие статус субъектов оптового рынка в порядке, установленном Федеральным законом «Об электроэнергетике», «Совет рынка», коммерческий оператор и иные организации, обеспечивающие в соответствии с правилами оптового рынка и договором о присоединении к торговой системе оптового рынка функционирование коммерческой инфраструктуры оптового рынка, организации, обеспечивающие функционирование технологической инфраструктуры оптового рынка (организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, системный оператор).

Торговля мощностью по результатам конкурса инвестиционных проектов (МГИ)

Торговля мощностью по результатам конкурса инвестиционных проектов (МГИ) – оплата мощности генерирующих объектов, построенных по итогам проведения отбора инвестиционных проектов, в случае планируемого роста потребления в результате проведения конкурентного отбора мощности.

Торговля мощностью по регулируемым договорам (РД)

Торговля мощностью по регулируемым договорам (РД) – заключаются субъектами ОРЭМ, к числу покупателей которых относится население или приравненные к ним категории. Цена в них фиксируется на 1 год. Цену устанавливает ФСТ.

Торговля мощностью по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ)

При торговле мощностью по свободным договорам купли-продажи мощности (СДМ) сторонами выступают генераторы и потребитель. Цены договорные. Заключаются на бирже. Для того чтобы объем мощности, купленный по свободному договору, был зачтен покупателю в счет исполнения его обязательств по покупке мощности на оптовом рынке, такой договор должен быть зарегистрирован коммерческим оператором. Основные требования к таким договорам — чтобы поставщик и покупатель были субъектами ОРЭМ и находились в одной зоне свободного перетока. Если покупателем заключено несколько СДД на покупку мощности, но при этом его фактически потребленный объем мощности ниже, то объемы покупки мощности снижаются пропорционально объемам, указанным при регистрации, таким образом, чтобы у покупателя остался один минимальный объем мощности (1МВт).
Торговля мощностью по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ)
В случае торговли мощностью по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ) объем мощности рассчитывается по остаточному принципу, как часть фактически поставленного/купленного на ОРЭМ объема мощности, не проданного по иным механизмам. Стоимость мощности, продаваемой и покупаемой по итогам КОМ, устанавливается исходя из цен, определенных по итогам КОМ.

Участники оптового рынка — поставщики электрической энергии и мощности (генерирующие компании или организации, имеющие право продажи производимой на генерирующем оборудовании электрической энергии (мощности), организации, осуществляющие экспортно-импортные операции) и покупатели электрической энергии и мощности (энергосбытовые организации, крупные потребители электрической энергии (мощности), гарантирующие поставщики (энергоснабжающие организации), организации, осуществляющие экспортно-импортные операции), получившие статус субъектов оптового рынка и право на участие в торговле электрической энергией (мощностью) на оптовом рынке (Постановление Правительства РФ № 1172 «Об утверждении правил оптового рынка электрической энергии и мощности»[4]).

Ценовые и неценовые зоны
Оптовый рынок разделён на две ценовые зоны:

Территории Российской Федерации, на которых по тем или иным причинам функционирование конкурентного рынка невозможно, отнесены к неценовым зонам (Архангельская область, Калининградская область, Республика Коми были отнесены к первой неценовой зоне, Дальний Восток — ко второй неценовой зоне). Торговля электроэнергией в неценовых зонах осуществляется только по регулируемым ценам и имеет ряд особенностей. Есть перечень территорий РФ, на которых оптовый рынок отсутствует, — так называемые изолированные территории. К ним относят Камчатку, Сахалин, Республику Саха (Якутию) (кроме Южно-Якутского энергорайона), Магаданскую область. На данных территориях энергетические компании не разделены по видам бизнеса и организованы в АО.

Есть ли «жизнь после ДПМ»?

Договоры на поставку мощности выполнили основную задачу: дефицит генерации России не грозит. ДПМ-бум принёс неожиданную проблему – мощности стало слишком много, и сегодня рынок озабочен выводом, а не вводом энергоблоков. Но рано или поздно в РФ потребуется делать новый виток инвестиций в генерацию, и каким может быть новый механизм «после ДПМ» – в нашей теме номера.

3,6 трлн рублей было вложено в строительство новых генерирующих мощностей в России в 2008 – 2014 годах

20 ГВт увеличилась установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМ

Потомственная энергетика

Южноуральская ГРЭС-2 стала одним из проектов, реализуемых Группой «Интер РАО» в системе ДПМ. Два энергоблока новой станции были введены в 2014 году, в феврале и ноябре, сейчас установленная мощность ГРЭС-2 – 834 МВт.

До выполнения инвестиционной программы по строительству новой станции на близлежащей территории действовала Южноуральская ГРЭС – одна из первых в стране тепловых электростанций проектной мощностью 1000 МВт, запущенная ещё в 1952 году. Сегодня установленная электрическая мощность электростанции меньше проектной: 782 МВт. Более полувека обеспечивая регион энергией, станция отчасти перестала отвечать современным требованиям.

Ввод новой станции в среднесрочной перспективе позволит вывести из эксплуатации неэффективную неблочную часть оборудования Южноуральской ГРЭС без потерь, не снижая объёма выработки электроэнергии и суммарной установленной мощности. Уже с 2016 года прекратит работу четвёртый турбоагрегат мощностью 35 МВт.

Договоры предоставления мощности: ожидания и реальность

Российские энергетики, взявшие на себя обязательства по строительству новых генерирующих мощностей, «построили» целую генерирующую компанию.

Один из механизмов, обеспечивших энергетический рост, – договоры предоставления мощности, которым было предназначено доказать привлекательность отрасли для крупных инвесторов, в том числе и зарубежных. Оправдались ли ожидания, связанные с механизмом ДПМ? Какие «подводные камни» подстерегали инвесторов, решившихся на долговременные вложения? Каким может стать ожидаемый эффект новых вводов для участников энергорынка? Об этом рассуждают эксперты «Энергетики и промышленности России».

– Какие риски, на ваш взгляд, сопровождают сегодня выполнение инвестиционных программ, осуществляющихся в рамках ДПМ, приводят к решениям о переносе срока строительства энергообъектов, о переносе строящегося объекта на другую площадку и иным существенным пересмотрам первоначальных планов? Насколько весомы эти риски для самих энергокомпаний – в том числе в привязке к штрафам, которые налагаются на инвесторов, не справившихся со взятыми обязательствами? Можете ли вы выделить риски, которые практически сняты, и, напротив, риски, появившиеся буквально в последнее время?

Дмитрий Баранов, ведущий эксперт УК «Финам Менеджмент»: Существует несколько видов рисков, влияющих на выполнение инвестиционных программ по ДПМ. Во-первых, это экономический риск. Экономика не стоит на месте, случаются кризисы, изменяется конкурентная среда, все это влияет на проект – как на его стоимость, так и на сроки реализации. Кроме того, возможный рост цен на товары и услуги, используемые при реализации этого проекта, может увеличить сроки возврата инвестиций. Действия конкурентов также способны негативно сказаться на таких проектах. Есть риски финансовые: то, что денег может не хватить на проект в указанные сроки или что он обойдется намного дороже, что увеличит срок окупаемости проекта. Риски политические/административные – то, что изменится отношение федеральных и/или региональных властей к этому проекту, и он лишится статуса наибольшего благоприятствования, его будут всячески «притеснять». Существуют и риски экологические: как правило, крупные энергопроекты оказывают значительное воздействие на окружающую среду, что создает риск многочисленных протестов населения против данных проектов и повышает вероятность серьезного повышения стоимости проектов из‑за необходимости принятия дополнительных мер, направленных на защиту окружающей среды. Предосторожности такого рода приводят к увеличению срока реализации и к продлению срока окупаемости проекта ДПМ. Есть риск юридический, который заключается в том, что может измениться регулирование всей отрасли либо конкретно сегмента ДПМ, что ухудшит условия реализации таких проектов, увеличит их стоимость и время строительства. И наконец, существуют технологические риски, связанные с возможностью появления новых материалов, оборудования, технологий, более эффективных, чем применяемые в настоящий день в энергетике, и они могут больше заинтересовать клиентов энергетических компаний, то есть им потребуется меньше мощностей в будущем.

Читайте так же:  Оформление социального пособия малоимущим

Самый значимый риск, который возник совсем недавно, – это пересмотр условий, на которых работает схема ДПМ. Насколько известно, в настоящее время этот вопрос обсуждается в профильных ведомствах. Руководители иностранных компаний, работающих в российской энергетике, – ОАО «Фортум», ОАО «Энел ОГК-5» и ОАО «Э. Он Россия», – написали письмо Владимиру Путину, в котором высказали свою озабоченность возможным изменением условий по ДПМ. Пока, насколько можно понять, никаких решений, изменяющих эти условия, не принято, а строительство мощностей в рамках ДПМ успешно продолжается, о чем свидетельствует, к примеру, недавний ввод Няганской ГРЭС (ОАО «Фортум»). Первый энергоблок работает с марта, второй должен быть введен в строй до конца года, а третий энергоблок должен заработать до конца 2014 года, то есть раньше, чем это предусмотрено графиком ДПМ.

Екатерина Шишко, аналитик агентства «Инвесткафе»: Среди основных причин срыва сроков выполнения программ по ДПМ стоит назвать неэффективное управление денежными потоками, не позволяющее своевременно финансировать строительство объектов. Также виной переносов сроков могут стать подрядчики и строительные организации, выполняющие заказ, а точнее, их некомпетентность и низкий уровень организации строительства. Последствиями срывов становятся штрафы, которые при неисполнении ДПМ или опоздании более чем на год приводят к продаже всей отобранной на КОМ мощности участника по более низкому регулируемому тарифу. В случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ генерирующие компании несут ответственность из расчета 37,5 процента от цены продажи мощности соответствующего объекта ДПМ. Что касается прецедентов срывов сроков строительства, в феврале текущего года «Совет рынка» оштрафовал в связи с нарушением срока ввода мощностей ОАО «Фортум» (речь шла о задержках с вводом двух объектов, строящихся в рамках механизма ДПМ)), ОАО «ТГК-2» (один объект), ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» (один объект) и ОАО «Квадра» (один объект). При этом «Интер РАО – Электрогенерация» запланировала ввод мощностей Гусиноозерской ГРЭС на сентябрь текущего года, но никаких новостей по этой станции не поступало, следовательно, «Интер РАО» придется выплачивать по 125 миллионов рублей штрафа ежемесячно. Риск срыва сроков возник и в другом филиале «Интер РАО» – на Нижневартовской ГРЭС. Как сообщает сама компания, перенос завершения проектов связан с проблемой с подрядчиками.

– Насколько удачна, на ваш взгляд, была сама концепция ДПМ, оправдаются ли надежды, связанные с ее разработкой и принятием? К каким последствиям для участников рынка энергетики, на ваш взгляд, приведет крупный ввод мощностей, предусмотренный договорами ДПМ и запланированный на середину этого десятилетия, и кто окажется в выигрыше?

Дмитрий Баранов: На мой взгляд, механизм ДПМ доказал свою эффективность на практике. Об этом свидетельствует не только успешный ввод новых мощностей, но и возможность функционировать по принятым заранее правилам. К примеру, напомню о том, что в конце августа этого года Наблюдательный совет НП «Совет рынка» принял решение о наличии оснований для взимания штрафов по ДПМ в отношении семи объектов генерации мощностью 1029 МВт в связи с нарушением срока ввода мощностей в августе текущего года. Речь шла о четырех объектах «Интер РАО – Электрогенерация», «Мосэнерго», ТГК-2, «Фортума» и о трех объектах, которые обязалась построить Волжская ТГК. Иными словами, в схеме ДПМ продолжает действовать правило, которое было разработано в рамках реформы РАО «ЕЭС России»: в случае неисполнения или несвоевременного исполнения ДПМ ОГК/ТГК несут ответственность из расчета 25 процентов от стоимости инвестиционной программы за каждый объект строительства или модернизации.

Возможно, у принципов работы по схеме ДПМ есть отдельные недостатки, однако нельзя отрицать главное: российская энергетика не застыла в том положении, которое было у нее до реформы, отрасль живет и развивается, вводятся в строй новые объекты генерации, потребители обеспечены электричеством. В этом заключается немалая заслуга и схемы ДПМ, следовательно, ее стоит применять в дальнейшем, для развития энергомощностей и удовлетворения спроса со стороны потребителей.

Екатерина Шишко: С одной стороны, концепция ДПМ привлекла после реформы электроэнергетики в России значительное количество инвестиций в отрасль ввиду гарантированной окупаемости проектов в сравнительно небольшой для отрасли срок. Это также позволило свести к минимуму риск дефицита энергомощностей в стране. С другой стороны, ДПМ является абсолютно регулируемым, то есть нерыночным механизмом, что противоречит духу либерализации в отрасли. К тому же нагрузка по издержкам, связанным с реконструкцией и строительством, ложится на плечи рядовых потребителей, поскольку включается в конечный тариф. Наконец, неизвестно, по каким принципам будет работать рынок мощности после 2017 года, когда будут закончены все основные вводы.

При этом я предполагаю, что масштабный ввод новых мощностей способен снизить свободные цены на электроэнергию и привести к более низкой загруженности электростанций в будущем, учитывая, что электропотребление в настоящий момент показывает нулевой рост и вряд ли будет значительно расти в ближайшие годы.

В частности, сверхнормативные резервные мощности в первой ценовой зоне оцениваются в 14 ГВт, или 12 процентов от запрашиваемого Системным оператором объема, что сравнимо с суммарным вводом мощностей по ДПМ (около 12 ГВт), запланированным на 2013‑2015 годы.

ДПМ: меры ответственности, принципы расчета штрафов, освобождение от ответственности

Коллектив авторов, VEGAS LEX

VEGAS LEX_Пимениди_Энергетика и Право_10.2014

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.

Читайте так же:  Заявление работника о согласии на перевод на другую работу

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.