Как дпм питает энергетику. Программа модернизации объектов энергогенерации по схеме ДПМ-штрих требует тщательной разработки критериев отбора

«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.

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

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

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

Реализованные проекты

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

Принятое властями решение о запуске программы модернизации энергомощностей за счёт средств, «высвобождающихся» при завершении ДПМ, обострили споры о принципах функционирования сектора. Вслед за традиционными энергетиками в борьбу за деньги потребителей активно включились и альтернативные генераторы. О своём видении действующей системы поддержки ВИЭ-генерации и перспективах её продления «Перетоку» рассказал председатель Набсовета «Сообщества потребителей энергии», управляющий партнёр First Imagine! Ventures Александр Старченко.

По итогам проведённых в текущем году отборов проектов по договорам о предоставлении мощности объектов ВИЭ (ДПМ ВИЭ) оказались распределены более 4,5 ГВт из 5,9 ГВт изначально запланированных объёмов мощности, и в адрес отраслевых регуляторов стали поступать настойчивые предложения немногочисленных поставщиков оборудования и инвесторов ВИЭ как можно скорее создать для них новые ДПМ ВИЭ.

Регуляторы часто любят говорить, что в России создана система государственной поддержки ВИЭ. На самом деле никакой государственной поддержки нет, поскольку для финансирования возобновляемой энергетики регулятор выбрал механизм ДПМ, сугубо российское изобретение времён РАО ЕЭС. Появление ДПМ было связано с попыткой зафиксировать инвестиционные обязательства поставщиков (оптовых и территориальных генерирующих компаний) в ходе приватизации активов российской энергетики. Но уже в момент подписания этих договоров конструкцию перевернули, и из обязательств поставщиков что-то построить ДПМ превратились в обязательство потребителей оплачивать с доходностью создание чужих активов. Средства по ДПМ собираются со всех потребителей страны принудительным образом: на оптовом рынке – под угрозой отключения от торговой системы оптового рынка, а на розничные рынки платёж по ДПМ с опта транслируют гарантирующие поставщики и энергосбытовые компании.

Но если для тепловой генерации хоть какая-то логика в обязательствах по поставке мощности есть – тепловой мощностью можно управлять, то для объектов ВИЭ, которые, как известно, страдают метеозависимостью, обязательства по поставке мощности как предмет договора – это нонсенс. ДПМ просто удобен для администрирования – на энергорынке создана доступная инфраструктура для сбора средств с потребителей.

В результате ДПМ из способа решения задачи по установлению инвестиционных обязательств превратился в достаточно широко трактуемый и применяемый способ сбора средств с потребителей. А учитывая, что ДПМ по своей конструкции и заложенным в него стимулам к выбору наиболее дешёвых решений не подходит для инноваций и развития новых технологий, цель поддержки ВИЭ в России с помощью механизма ДПМ достигнуть невозможно – ДПМ, ровно наоборот, консервирует технологическую отсталость, стимулирует локализацию устаревших решений.

Возвращаясь к просьбам поставщиков оборудования и инвесторов продлить ДПМ ВИЭ, стоит напомнить, что изначально, при запуске, ни о каком продлении или увеличении ДПМ речи не шло. Напротив, участников энергорынка убеждали, что все заявленные результаты будут достигнуты в кратчайшие сроки, ДПМ вводятся временно, надо только немного потерпеть.

С момента запуска так называемой господдержки в виде ДПМ ВИЭ прошло четыре года, и если для кого-то ущербность ДПМ не была столь очевидной на старте, то прежде, чем продлять или расширять эту практику, имеет смысл оценить полученные результаты и сравнить их с тем, что планировалось и обещалось инвесторами и регуляторами при её запуске. Обращаясь к материалам Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики от 20 декабря 2012 года, напомним, какие долгосрочные положительные эффекты для общества регуляторы и поставщики оборудования обещали на старте. Были обещаны 200 тысяч новых рабочих мест до 2020 года, локализация производства оборудования для ВИЭ, снижение выбросов парниковых газов, сокращение «северного завоза», выход на новые рынки сбыта. Обещалось, что на каждый вложенный обществом рубль отдача составит 1,25 – 1,4 рубля, но при этом в материалах не уточнялось, кто получит эту отдачу на каждый вложенный обществом рубль. Были обещаны поступления в бюджет Российской Федерации, цифры не уточнялись. Было обещано, что стоимость поддержки по ДПМ ВИЭ до 2035 года составит 1,2 трлн рублей, при этом максимальный годовой платёж оптового рынка не превысит 82 млрд рублей, а доля платежа по ДПМ ВИЭ составит не более 2% в конечной цене электроэнергии. И ещё было обещано достижение «сетевого паритета» с тепловой генерацией к 2020 году.

Что получилось в результате? За четыре года, прошедшие с момента запуска так называемой системы господдержки, её стоимость для потребителей из 1,2 трлн рублей превратилась в 2,5 трлн рублей без изменения объёмов вводимой мощности. Максимальный годовой платёж, как следствие, тоже вырос вдвое – с 82 млрд рублей до 174 млрд рублей.

Сравнивая средние мировые и российский показатели LCOE по уже состоявшимся отборам (Levelized Cost of Energy, нормированная стоимость электроэнергии – средняя расчётная себестоимость производства электроэнергии на протяжении всего жизненного цикла электростанции, включая все возможные инвестиции, затраты и доходы), отмечаем, что в среднем в мире стоимость энергии солнечных электростанций уже сейчас составляет порядка $50, в то время как в России этот показатель может снизиться до $200 только к 2020 году. В отборах по ветрогенерации ситуация ещё хуже – при среднем мировом значении LCOE в текущее время на уровне $45 аналогичный российский показатель сейчас $347 и может снизиться до $160–$190 только к 2022 году. Получается, российские потребители платят за электроэнергию ВИЭ в 4–7 раз больше, чем платят потребители в среднем в мире, и эта ситуация никак не изменится в ближайшие годы.

Далее, заявляемая поставщиками максимальная локализация производства оборудования ВИЭ не мешает им получать предельно высокую цену и применять к ней повышающие валютные корректировки. О каком-либо снижении выбросов парниковых газов тоже говорить не приходится, поскольку, по данным «Системного оператора», под все объекты ВИЭ из-за их метеозависимости обеспечивается горячий вращающийся резерв тепловых станций, следовательно, выбросы парниковых газов на тепловой генерации сохраняются.
О выходе на новые рынки и поступлениях в бюджет, по-видимому, пока рано говорить, но о двукратном превышении обещанного уровня платежей по ДПМ ВИЭ и их доли в конечной цене электроэнергии уже можно говорить с уверенностью.

Что касается достижения «сетевого паритета» с тепловой генерацией, то он может случиться не благодаря движению цены электроэнергии от объектов ВИЭ вниз, а, наоборот, благодаря активным усилиям регулятора по увеличению цены выработки тепловых электростанций за счёт новых надбавок и ДПМ.

Если суммировать промежуточные итоги, то, с нашей точки зрения, совершенно очевидно, что выбор ДПМ в качестве механизма поддержки развития ВИЭ был ошибкой. Этот насильственный способ так называемой господдержки создал крайне негативный образ возобновляемых источников у большинства промышленных потребителей, да и у многих других участников отрасли тоже. Это иллюзия, что, утвердив ДПМ, можно создать почву для развития возобновляемой энергетики, причём иллюзия вредная для самих участников этой отрасли. Результаты такой «поддержки» не просто неэффективны и неустойчивы, они токсичны для реальных инноваций в энергетике.

Мы считаем, что общая задача для участников рынка возобновляемой энергии – помочь государству сформулировать такие правила игры, которые позволят цивилизованно, на розничных рынках, на уровне конкретных потребителей, домохозяйств, в любых регионах устанавливать возобновляемые источники энергии, и ДПМ для этого вовсе не нужен.

Минэнерго предприняло новую попытку изменить основной механизм возврата инвестиций в новую генерацию - договоры на поставку мощности. Первую попытку, растягивавшую договоры с 10 до 15 лет и снижавшую ежегодный объем выплат по ним, отрасль заблокировала. Теперь ведомство предлагает более сложную схему, которая формально сохраняет срок договоров, но, по оценке участников рынка и экспертов, представляет собой, по сути, легализацию первого варианта реформы. Энергетики также боятся, что у них будет меньше гарантий возврата инвестиций.

МОСКВА, 3 декабря (BigpowerNews) — Сегодня правительство вернется к обсуждению проблемы сроков и условий договоров поставки мощности (ДПМ, основной механизм возврата инвестиций в генерации), рассказали «Коммерсанту» три источника в отрасли. На совещании у вице–премьера Аркадия Дворковича могут принять проект постановления правительства, предложенный Минэнерго 10 октября и меняющий схему расчетов с владельцами новых ТЭС. Как следует из документа, пишет «Коммерсант» десятилетний срок повышенных платежей по ДПМ не будет меняться (сейчас по ним выплаты за мощность для новых ТЭС в несколько раз выше, чем у остального рынка), как и период окупаемости 15 лет. Но основное различие в размере выплат - на поздних сроках. Сейчас максимальные платежи компании должны получать с седьмого по десятый год работы станции (по сути, это сдвинутая на более ранний срок выплата за период с 11–го по 15–й год работы). Теперь такого повышения не будет, а в следующие пять лет доходы новой генерации будут каждый год устанавливаться заново - по правилам ДПМ и с учетом фактической прибыли на рынке электроэнергии (продажа реально выработанных киловатт–часов). Замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко в письме в аппарат правительства утверждает, что вносятся лишь «технические изменения». Но реально предложение Минэнерго означает растягивание выплат на 15 лет, считает источник газеты в отрасли. Перезаключение договоров не предполагается, а право регуляторов ежегодно пересматривать выплаты ставит под вопрос окупаемость проектов, заключает он.

ДПМ, подписанные в 2010 году, обещают ускоренный возврат инвестиций с доходностью около 14% годовых и штрафы за опоздания. Но осенью 2013 года при замораживании тарифов монополий ФСТ и Минэкономики предложили изменить договоры, напоминает издание. Как сообщалось в январе, Минэнерго хотело продлить выплаты по ДПМ до 15 лет, что, согласно анализу «Совета рынка», снизит платежи потребителей в 2014–2022 годах, но повысит в 2024–2032 годах, когда общие платежи по ДПМ должны вырасти с 2,65 трлн до 3 трлн руб. В ФСТ и Минэкономики поддержали идею Минэнерго.

Та схема вызвала разногласия среди участников рынка. Снижение средней конечной цены на электроэнергию составит всего 0,2 процентного пункта в 2016 году и 0,9 процентного пункта в 2017 году, говорили в НП «Сообщество потребителей электроэнергии» и предлагали компенсировать повышенные выплаты из ФНБ. Против были и те генераторы, кто зависел от заемного финансирования и не был связан с крупными банками, поясняет источник «Коммерсанта» в отрасли, в их числе «Квадра», Сибирская генерирующая компания, КЭС. При продлении ДПМ многим пришлось бы договариваться о новых условиях кредитования. В итоге Аркадий Дворкович поручил принять решение набсовету «Совета рынка», где фактически заблокировали пересмотр, рекомендовав сохранить десятилетний срок ДПМ.

Новые изменения механизма ДПМ позволяют корректнее рассчитывать цену, считают в Минэнерго. В ФСТ и Минэкономики подтвердили, что знакомы с предложениями Минэнерго, но свою позицию не объяснили. В НП «Совет производителей энергии» видят в схеме Минэнерго риск пересмотра решений правительства при очередном сдерживании энергоцен, поскольку закреплять параметры в самих ДПМ не планируется. Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка, мнение которой приводит «Коммерсант», считает, что Минэнерго пытается фактически легализовать 15–летний срок ДПМ, совокупные платежи по которому выше, чем в десятилетнем варианте, без переподписания договоров. Этот вариант еще более рискованный для инвесторов: нет гарантий, что правила не изменятся. «Постоянство условий реализации проектов ДПМ являлось залогом эффективности этого механизма»,- соглашаются в КЭС. Директор НП «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев замечает, что, «несмотря на мнение рыночного сообщества, Минэнерго предлагает фактически продлить срок действия условий ДПМ с 10 до 15 лет с увеличением объема доходов генерирующих компаний за счет остальной экономики на сумму около 323 млрд. руб. плюс к уже установленным 1,8 трлн руб.», пишет «Коммерсант».