В 2021 году начнется постепенное падение платежа за мощность новых ТЭС, построенных после реформы РАО «ЕЭС России». В целом за год потребители заплатят около 260 млрд руб., что на 7,5% меньше прошлогоднего показателя, оценили в «Совете рынка». Причины — завершение срока окупаемости части новых энергоблоков, а также снижение доходности государственных облигаций. В следующем году платеж упадет до 229 млрд руб., прогнозируют аналитики. Однако цена электроэнергии для промышленности все равно продолжит расти из-за увеличения платежа за новые ВИЭ, модернизированные ТЭС и за мощность старых станций.
Фото: Александр Подгорчук, Коммерсантъ
Фото: Александр Подгорчук, Коммерсантъ
«Совет рынка» (регулятор энергорынка) по просьбе “Ъ” посчитал прогнозный годовой платеж за мощность новых ТЭС, построенных по договорам поставки мощности (ДПМ). По итогам 2021 года общий платеж впервые снизится и составит около 260 млрд руб. (см. график). Для первой ценовой зоны (европейская часть РФ и Урал) платеж может сократиться на 31 млрд руб. (минус 13% год к году), до 204 млрд руб., поскольку для части ТЭС закончится срок ДПМ. Для второй ценовой зоны (Сибирь) платеж, наоборот, может увеличиться на 10 млрд руб. (плюс 23%), до 56 млрд руб., что связано в основном с запуском третьего блока Березовcкой ГРЭС (принадлежит «Юнипро») в мае.
Программа строительства новых ТЭС запущена в 2000-х годах. По программе инвесторы построили и модернизировали 136 объектов на 30 ГВт. Генераторы возвращают инвестиции через повышенные платежи потребителей за мощность. Срок договоров — 15 лет, базовая доходность — 14% (при ставке ОФЗ в 8,5%).
По правилам ДПМ, львиная доля выручки генератора — платеж за мощность, но часть денег компания возвращает за счет продажи выработанной электроэнергии на рынке на сутки вперед (устанавливается через коэффициент РСВ). В 2020 году из-за резкого снижения цены РСВ в текущем году произошла корректировка коэффициента. В результате стоимость ДПМ в первой ценовой зоне может вырасти на 14 млрд руб., а во второй — на 0,6 млрд руб., по предварительным оценкам «Совета рынка».
При этом объем платежа снижается из-за сокращения доходности облигаций федерального займа (ОФЗ): в 2020 году показатель снизился на 1,3 п. п. (с 7,6% до 6,3%), сообщили “Ъ” в «Совете рынка». В результате стоимость по ДПМ в первой ценовой зоне может уменьшиться на 11 млрд руб., во второй — на 3 млрд руб. По оценкам Сергея Гарамиты из Райффайзенбанка, доходность ДПМ в 2021 году составит 11,7%, а в 2022 году вернется к уровню в 12,6%. В совокупности оба фактора (корректировка коэффициента РСВ и снижение доходности ОФЗ) не оказали существенного влияния на стоимость ДПМ, так как практически компенсировали друг друга, отмечают в «Совете рынка».
«Инвестиционная модель ДПМ, формулы расчетов являются понятными и прозрачными как для потребителей, так и для инвесторов в электроэнергетику. Эти правила были известны и согласованы заранее и отражают текущую экономическую конъюнктуру»,— заявили “Ъ” в Совете производителей энергии (объединяет генераторов). «Формула ДПМ ТЭС определена в договорах»,— отметили в Минэнерго.
В «Сообществе потребителей энергии» (объединяет промпотребителей электроэнергии) говорят, что нерыночные надбавки, включая ДПМ ТЭС, продолжают составлять порядка 40% оптовой цены электроэнергии. «При этом уровень загрузки ряда объектов ДПМ, получающих полную оплату, остается недопустимо низким. Чтобы исправить дисбаланс, целесообразно реализовать идею о дифференциации платежа за мощность в зависимости от загрузки генерации»,— считают в ассоциации.
«Общий платеж по ДПМ в 2021 году оказался на 3% ниже наших ожиданий, в первую очередь из-за снижения доходности ОФЗ»,— говорит Владимир Скляр из «ВТБ Капитала». По его прогнозу, в 2022 году платеж может снизиться до 229 млрд руб., или на 12%, из-за восстановления цен РСВ и завершения ДПМ у существенной части объектов. Даже рост доходности ОФЗ вслед за агрессивным ростом ставки ЦБ не позволит генераторам нивелировать это падение, продолжает аналитик. Однако конечный тариф не снизится: Владимир Скляр ожидает роста цен на электроэнергию для промышленности в пределах 3,5–4% в 2022 году из-за продолжения ускоренного роста цены конкурентного отбора мощности, увеличения платежей по ДПМ ВИЭ, ввода первых проектов модернизации ТЭС и возможного запуска мусоросжигающих станций.