Энергокомпании, модернизировавшие свои электростанции, могут получить худшие условия для работы на рынке, чем те, кто сохранил старые мощности. Такую ситуацию в ряде случаев создает действующая модель рынка. Создание экономических гарантий возврата инвестиций вошло в противоречие с текущей позицией государства: правительство хочет затормозить скачок цен на электроэнергию и для этого снижает доходы энергетиков.
В пятницу наблюдательный совет НП "Совет рынка" (регулирует оптовый и розничный энергорынки) окончательно утвердил ценовые параметры договоров на поставку мощности (ДПМ). Они определяют размер выплат за мощность, которые будут в течение десяти лет получать генкомпании, уже построившие новые тепловые энергоблоки или модернизировавшие старые.
Договоры на поставку мощности должны гарантировать выполнение обязательных инвестпрограмм приватизированных при реформе РАО "ЕЭС России" энергокомпаний. Они оговаривают штрафы за опоздание со вводом новых и модернизированных мощностей, а также вводят механизм, упрощающий возврат инвестиций (повышенные выплаты за мощность). Большая часть ДПМ сейчас заключена по новым мощностям, ввод которых планируется до 2015 года, но часть строительных проектов (в частности, модернизационные) уже закончена и подлежит оплате.
Для новых мощностей основные ценовые параметры, определяющие типовой объем инвестиций, зависят от вида топлива, коэффициента сейсмичности, расположения электростанции и утверждены постановлением правительства. В таких случаях "Совет рынка" утверждал только стоимость работ по подключению нового энергоблока к энергосистеме и газовым сетям, а также проверял наличие резервного топлива (мазут или дублирующая система газоснабжения), пояснил замглавы партнерства Олег Баркин. Но для объектов модернизации стандартной схемы оплаты не существует, здесь регулятор должен был также утверждать и размер капитальных затрат инвесторов, а также прогноз прибыли энергокомпаний от продажи электроэнергии на оптовом рынке.
По словам господина Баркина, общий объем согласованных с "Советом рынка" инвестиций в модернизацию генмощностей составил примерно 20 млрд руб. Но исходно заявленный генкомпаниями объем капзатрат на модернизацию после обсуждения в регуляторе был снижен примерно на 30%, добавил он. Основными причинами этого замглавы "Совета рынка" назвал технические ошибки при расчетах. Кроме того, из общей суммы капзатрат исключались ранее заложенная в тарифы энергокомпаний инвестсоставляющая и уже полученные энергокомпаниями в период модернизации выплаты за мощность.
Дело в том, что в существующей модели рынка даже полная остановка энергоблока на модернизацию приводит лишь к частичной потере доходов энергокомпании. Выручка генерации составляется из двух источников: компания получает ежемесячную плату за мощность (эти средства должны компенсировать условно-постоянные расходы электростанции) и дополнительно зарабатывает на продаже электроэнергии, возвращая свои переменные расходы (в случае тепловой энергетики это в первую очередь затраты на топливо). Но при модернизации, проводимой в рамках обязательной инвестпрограммы, блок считается выведенным в плановый ремонт. В этом случае энергокомпания продолжает получать выплаты за мощность, хотя и с понижающим коэффициентом. Таким образом, если в случае строительства новых мощностей возврат инвестиций начинается лишь после ввода энергоблока, то при модернизации потребители частично оплачивают затраты инвестора в процессе ремонта.
Глава НП "Совет производителей энергии" (отраслевое объединение генкомпаний и крупных инвесторов) Игорь Миронов считает, что "говорить, что принятые решения соответствуют в основной своей массе ожиданиям генкомпаний, неправильно". Критерии, используемые "Советом рынка" для оценки экономической обоснованности капзатрат, были сформированы с помощью независимого консультанта, который для этого использовал усредненные типовые ориентиры, поясняет он. По словам господина Миронова, многие генкомпании были вынуждены согласиться с утвержденными цифрами, которые в ряде случаев занижены относительно реально понесенных затрат, ведь при признании капитальных затрат необоснованными их приравняли бы к нулю.
При этом генкомпании заинтересованы в создании аналогичного ДПМ механизма оплаты дальнейшей модернизации мощностей. Новые, модернизационные ДПМ могли повысить ценовую нагрузку на потребителей. Но в начале этого года основной задачей правительства стало торможение темпов роста конечных цен на электроэнергию, в ряде регионов превысивших плановые 15%. Глава Минэнерго Сергей Шматко заявил, что ведомство не собирается увеличивать объем ДПМ, в том числе и по модернизации. Он считает, что государство могло бы использовать здесь другие способы (например, налоговое стимулирование или снижение стоимости займов).
Неутешительные результаты проведенного КОМ 2011 и ДПМ заставляют задуматься инвесторов о перспективах дальнейшего участия в проектах энергетики. Особенно разочарованы иностранные инвесторы, которым пообещали свободные цены на мощность и энергию с 1 января 2011 года.Мое мнение-результат не заставит себя ждать-обновление основных фондов энергетики остановится, едва начавшись.Из-за дефицита свободных мощностей, большинство тепловых станций и крупных ГЭС, нуждающихся в модернизации, будут работать на пределе ресурса. Что в конце концов приведет к еще большему дефициту мощности, авариям в значимых узлах потребления.
ОтветитьУдалить