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. В общей сложности новые параметры получили 30 объектов (18 модернизированных блоков и 12 новых). Наибольшее количество уже выполненных ДПМ (12 договоров) приходится на энергокомпании "Газпрома" (ОГК-6, ТГК-1 и "Мосэнерго"). Также согласованы выплаты для энергоблоков "Интер РАО ЕЭС" и контролируемых этим энергохолдингом ОГК-1 и ТГК-11, для ОГК-4 (E.ON), "Квадры" (ОНЭКСИМ), ТГК-6 и Волжской ТГК (КЭС), "Фортума" (финская Fortum) и "Кузбассэнерго" (СУЭК).
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.
Но вычет из капзатрат уже произведенных выплат в ряде случаев привел к тому, что в рамках ДПМ генкомпании получили тариф ниже уровня оплаты старой, немодернизированной мощности. По словам Олега Баркина, таких объектов было три-четыре, еще около половины модернизированных мощностей будет получать по ДПМ примерно столько же, сколько и старые мощности. С одной стороны, это противоречит самой идее ДПМ, которые должны были гарантировать возврат инвестиций за счет более высоких выплат. С другой стороны, у инвесторов есть возможность выйти хотя бы на среднерыночный уровень, вообще отказавшись от договоров (вернуться в рынок мощности на общих основаниях компаниям можно с 2012 года).
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. Необходимость разработки такого механизма признавал и курирующий энергетику вице-премьер Игорь Сечин. 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%. Уже в феврале господин Сечин заявил о необходимости снижения тарифов сетевых компаний, а также о том, что из платы за мощность нужно убирать инфляционную надбавку. В четверг Владимир Путин подписал постановление, вводящее эти меры в действие (документ действует с 1 января). А в пятницу 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).