Минэнерго вынужденно пересмотрит прогноз прибыли новых тепловых электростанций от продажи электроэнергии. Обещая инвесторам возврат инвестиций, в 2010 году регуляторы заложили в свои расчеты слишком быстрые темпы роста энергопотребления и цен на электроэнергию. Но реальные доходы от продажи электроэнергии для энергорынка оказались ниже: в 2014 году этот фактор привел к тому, что новая генерация недосчиталась 4 млрд руб. Новая методика должна исправить ситуацию, но это может привести к росту платежей потребителей.
Фото: Антон Ваганов, Коммерсантъ
Минэнерго предложило новую методику расчета прогнозной прибыли на рынке на сутки вперед (РСВ, основная торговая площадка оптового энергорынка) для генерации, продающей электроэнергию по договорам поставки мощности (ДПМ). Эти договоры, заключенные с энергокомпаниями в 2010 году, должны за счет повышенных платежей за мощность компенсировать инвестиции в строительство электростанций в течение 15 лет с доходностью 14% годовых. Но эти выплаты были снижены с учетом того, что часть доходов компании все же вернут за счет рынка электроэнергии (т. н. коэффициент РСВ). В 2010 году, когда разрабатывались ДПМ, планировалось, что на РСВ генераторы будут получать 25-30% от выручки.
Но в реальности доходы новых станций на рынке на сутки вперед оказались заметно ниже и составляли только 15-20% от необходимой валовой выручки, говорит источник "Ъ" в одной из генерирующих компаний. Так, прогноз ДПМ учитывал ежегодный прирост потребления электроэнергии около 3% и значительный рост цен на РСВ, идущий синхронно с тарифами на газ. Но спрос рос более скромными темпами, а по итогам 2013 года даже упал на 0,6%. В итоге прирост цен на электроэнергию в первой ценовой зоне (Европа и Урал) оказался на 15% ниже роста цен на топливо, отмечают в НП "Совет производителей электроэнергии". Из-за этого фактора суммарно за три года потребители оптового энергорынка заплатили как старой, так и новой генерации на 250 млрд руб. меньше, чем ожидалось, поясняют в НП.
Новая методика Минэнерго учитывает в ДПМ актуальные прогнозы цен на газ и уголь, а доля, получаемая генкомпаниями от продажи электроэнергии, будет устанавливаться отдельно по разным типам электростанций. Это позволит приблизить доходы новых станций к уровню экономически обоснованных затрат, а доля фиксированных платежей за мощность вырастет до 85-87%, полагает собеседник "Ъ".
По данным НП "Совет производителей электроэнергии", по ДПМ уже введено 10 ГВт новых мощностей, а замедление темпов роста фактических цен на электроэнергию привело к снижению их доходов в среднем на 5%, или на 4 млрд руб. только в 2014 году. Это увеличивает сроки окупаемости проектов. Переделать правила ДПМ должны были еще до 1 января 2012 года, но этого не случилось, сетуют в НП. Но сейчас, по проекту Минэнерго, коэффициент будет пересмотрен тоже лишь с 2016 года.
Несовпадение цен на РСВ с прогнозом — нормальный предпринимательский риск для бизнеса с хорошей доходностью, к которому относятся проекты ДПМ, считает глава НП "Сообщество потребителей электроэнергии" Александр Старченко. Генкомпании должны подстраиваться под такие изменения конкурентного рынка и повышать собственную эффективность, считает он. В проекте Минэнерго сохраняется привязка прогноза цен на РСВ к росту цен на топливо, хотя практика последних лет показала, что цены на электроэнергию меняются не синхронно с газом и углем, а с отставанием, отмечает Наталья Порохова из Газпромбанка. Так, в 2013 году при росте цен на газ в 15% цена РСВ в первой ценовой зоне выросла только на 10,3%, в 2012 году при росте в 7,5% — на 1,2%, говорит она. Если не учесть это отставание, проблема выпадающих доходов генерации не решится, говорит эксперт. Во второй ценовой зоне (Сибирь) большая часть ТЭС работает на угле. Но, по словам госпожи Пороховой, цена на уголь является далеко не единственным определяющим фактором в этой зоне.