Минэнерго наконец представило энергокомпаниям новый вариант договоров на поставку мощности, обязывающих их выполнять свои инвестпрограммы. Но генераторы их не одобряют и требуют увязать эти договоры с запуском долгосрочного рынка мощности. Работу новых энергоблоков, предусмотренных в инвестпрограммах, компании предлагают оплачивать по не зависящей от рынка ставке в течение 15 лет.
Вчера глава электроэнергетического управления "Газпрома" Денис Федоров высказал "консолидированную позицию" инвесторов по отношению к скорректированному варианту договоров на поставку мощности (ДПМ). Эти документы оговаривают обязательства инвесторов ОГК и ТГК по строительству новых энергоблоков и штрафные санкции за их невыполнение. По словам господина Федорова, в новой системе ДПМ нет предложений по рынку мощности. Он отметил, что необходимо увязать инвестобязательства и долгосрочный рынок мощности (ДРМ) — они должны утверждаться решением правительства одновременно.
Аналогичное беспокойство высказали "Ъ" и в ОГК-1, где заявили, что "неясно, как ДПМ впишется в концепцию долгосрочного рынка мощности". В компании подчеркнули, что сейчас не прописано ценообразование на период действия договоров и после окончания срока их действия, добавив, что "вызывает опасения возможность внесения изменений в ДПМ в одностороннем порядке". ОГК-1 также обеспокоена большим количеством отчетности по срокам строительства и штрафами за задержку и непредоставление отчетов.
По данным источников "Ъ" на рынке, в конце прошлой недели в НП "Совет рынка" (этот регулятор является площадкой, где участники рынка должны согласовывать позиции по реформе отрасли) проходило совещание с участием генераторов, на котором обсуждались проекты новых договоров. А вчера наблюдательный совет "Совета рынка" принял решение в течение месяца доработать документ, приведя его в соответствие с правилами долгосрочного рынка мощности. Таким образом, изменения должны появиться в конце июня. К этому же сроку глава Минэнерго Сергей Шматко обещал представить в правительство доработанную концепцию ДРМ.
Как именно предстоит увязывать ДПМ с ДРМ, господин Федоров не уточнил. В генкомпаниях, представители которых участвовали в совещании в "Совете рынка", также не комментируют подробности дискуссии. Однако, по данным источника "Ъ", знакомого с ситуацией, генераторы предлагали установить срок возврата инвестиций в новые мощности в 15 лет. При этом говорилось и о том, чтобы генератор мог выбирать между двумя вариантами. Компания может либо гарантировать себе возврат инвестиций в течение 15 лет через одноставочный тариф (когда нет разделения между оплатой энергии и мощности), либо участвовать в свободном рынке, надеясь вернуть затраченные средства при продаже энергии и мощности.
Другой проблемой ДПМ, по словам Дениса Федорова, является схема расчета стоимости техприсоединения к энергосетям, созданная еще РАО "ЕЭС России". Топ-менеджер заявил, что у генераторов нет возможности проверить обоснованность этих требований, а сейчас у энергокомпаний "Газпрома" ("Мосэнерго", ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1) уже есть проекты, где за техприсоединение придется заплатить более 3 млрд руб. В ФСК, которая должна строить сети для выдачи мощности новых блоков, отметили, что компания тоже заинтересована в совершенствовании процедуры техприсоединения генерации. Для этого на этой неделе было принято решение создать при Минэнерго рабочую группу с участием представителей генераторов и ФСК. Группа должна разработать механизм, который будет устраивать всех участников рынка.
Директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин отметил, что выход новой мощности на свободное ценообразование дает возможность генераторам заработать, но увеличивает их риски. Механизм, связанный с оплатой мощности по тарифу, позволяет гарантировать возврат инвестиций. Пока генераторы предпочитают обеспечить себе гарантии возврата, отмечает эксперт. Александр Селезнев из "Уралсиба" подчеркнул, что затраты генераторов на техприсоединение могут составлять 8-10% от стоимости новых мощностей. При этом возможны два пути, говорит аналитик: либо схему выдачи будет строить ФСК, а ее стоимость будет закладываться в RAB-тарифы, либо расходы понесут генкомпании, но их надо будет учитывать в тарифе на новую мощность.