«Россети» тянет на рынок

По данным “Ъ”, электросетевая монополия «Россети» (MOEX: FEES) претендует на получение отдельной надбавки на оптовом энергорынке для финансирования крупных инвестпроектов, включая строительство ЛЭП по Генсхеме размещения энергообъектов до 2042 года на 1 трлн руб. Регуляторы пока расходятся в оценках инициативы. Крупные потребители считают, что она позволит «Россетям» обойти существующие ограничения на повышение тарифа, и выступают резко против. В генерирующих компаниях полагают, что у «Россетей» уже есть все необходимые инструменты для финансирования строек.

«Россети» хотят получить надбавку оптового энергорынка для строительства новых электросетей в рамках Генсхемы размещения энергообъектов до 2042 года. Инициатива о проработке возможности финансирования инвестиционных проектов в электросетях, в том числе «по аналогии с моделью договоров о предоставлении мощности (ДПМ)», содержится в перечне поручений по итогам стратегической сессии правительства по направлению «Развитие электроэнергетики» от 31 мая (“Ъ” видел документ).

«Россети» финансируют свои инвестиционные стройки за счет тарифа на передачу, рост которого ограничен. Реновация сетей с 2009 года оплачивается RAB-тарифами (по сути, аналог ДПМ), также разработанными с учетом дохода на инвестированный капитал. Но метод вел к резкому скачку тарифов и, как следствие, их «сглаживанию» — переносу возврата инвестиций на более поздние сроки. В отличие от тарифного регулирования, цены на свободном энергорынке не ограничены жесткими лимитами.

Правительство сейчас ищет способы финансирования строительства 88,5 ГВт новых генерирующих мощностей и электросетей в рамках реализации Генcхемы-2042. Ее стоимость может превысить 40 трлн руб., но источник финансирования пока не найден. Минэнерго предлагало строить объекты за счет повышенных платежей энергорынка (см. “Ъ” от 8 апреля), что может привести к двукратному росту стоимости электроэнергии. Идея рассматривалась на стратсессии правительства, но принципиального одобрения пока не получила.

«Россетям» в рамках Генсхемы предстоит реализовать 27 новых проектов, связанных со снятием инфраструктурных ограничений, их предварительная стоимость — 1,064 трлн руб. с НДС. Пока эти мероприятия не включены в инвестпрограмму холдинга из-за отсутствия источников финансирования.

Госхолдинг предлагает ввести на оптовом энергорынке инфраструктурную инвестиционную составляющую (ИИС) на развитие единой национальной электросети (ЕНЭС; включает все магистральные высоковольтные ЛЭП), которую участники энергорынка смогут оплачивать в зависимости от максимальной пропускной способности ЛЭП и трансформаторов, говорят источники “Ъ”, знакомые с предложением. Период окупаемости по аналогии с ДПМ — 15 лет, норма доходности, включающая колебания цен на материалы и услуги, а также формирование резерва для оплаты штрафов за срыв сроков ввода объектов,— 12–15%.

Помимо этого существует вариант оплаты ИИС на оптовом рынке через компенсацию потерь. По действующим правилам электросети выкупают у сбытовых компаний электроэнергию для компенсации технологических потерь в сетях. Вместо этого «Россети» предлагают заключать с поставщиками договор на оказание услуг по развитию ЕНЭС, а затем производить взаимозачет требований на равную величину с поставщиками электроэнергии.

В «Россетях» отметили, что в рамках действующего тарифа, уровень которого ограничен предельными значениями, все доступные объемы инвестиционного источника используются в том числе за счет ограничения на выплату дивидендов. «С другой стороны, компания использует долговое финансирование, но уровень долговой нагрузки также ограничен предельными значениями финансовых ковенант. Уровень долга компании с учетом прогнозируемых объемов инвестиционной программы уже в ближайшее время может достигнуть этих ограничений»,— говорят в госхолдинге. Из-за этого, добавили там, определенное количество инвестиционных проектов остается необеспеченным источниками финансирования.

В Минэнерго “Ъ” сообщили, что речь идет о финансировании альтернативных строительству новой генерации магистральных сетей по аналогии с механизмом КОМ НГО (также производная от ДПМ). «В Минэнерго поддерживают данную инициативу»,— заявили в министерстве.

Использование термина ДПМ здесь может быть условным, так как не указывает на оплату товара «мощность», а отсылает к сходным чертам: долгосрочности договоров и заранее определенным срокам, параметрам оплаты и ответственности, отмечают в «Совете рынка». В регуляторе добавили, что не имеют информации о необходимости дополнительного финансирования проектов в сетевом комплексе, но если оно необходимо, то должно реализовываться в рамках существующего тарифного регулирования. «Совет рынка» не поддерживает создание «дублирующих» механизмов, требующих значительных изменений в нормативные акты, тем более когда предмет отношений не определен однозначно, что может порождать различные риски для сторон, отметили там.

«Системный оператор» (СО; диспетчер энергосистемы) указывает, что реализация проектов по развитию системообразующей сети может стать эффективной альтернативой строительству генерации в конкретном энергорайоне, позволяя оптимизировать сроки и объемы ввода новой генерации. «Сегодня крайне важно сформировать механизмы, обеспечивающие возможность финансирования системно эффективных крупных проектов развития сети, в том числе включаемых в документы перспективного планирования»,— полагают в СО.

По оценкам «Сообщества потребителей энергии», «Россети» уже располагают достаточными инструментами и ресурсами для развития, поэтому нет необходимости использовать механизмы оптового рынка для обхода тарифных ограничений и регуляторного контроля. «С точки зрения сохранения преимущества цены электроэнергии для граждан и бизнеса электросетевому комплексу необходимо сосредоточиться на повышении собственной операционной и финансовой эффективности»,— подчеркивают там.

В «Совете производителей энергии» (объединяет генкомпании) считают наиболее целесообразным вариантом решения проблемы с поиском финансирования доработку имеющихся механизмов тарифного регулирования в сетях, в том числе путем снятия имеющихся ограничений. Вариант привлечения средств в сетевую инфраструктуру через увеличение нагрузки на оптовый рынок там находят нецелесообразным, так как в результате возникнет еще один новый платеж — сетевая надбавка, из-за чего потребуется кардинальная перенастройка всей системы расчетов, в том числе по уже действующим долгосрочным моделям.

По оценкам директора Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергея Сасима, нынешняя методология RAB-регулирования и фактические показатели деятельности магистральных сетей позволяют увеличить инвестиционный ресурс электросетей для достаточного финансирования новых строек, предусмотренных отраслевым планированием. Но, указывает он, это единовременно увеличит тарифы магистральных сетей на 37%, что дополнительно повысит региональные тарифы на передачу в среднем на 5,18% и конечную цену на электроэнергию в среднем на 2,22%. В то же время, замечает эксперт, инвестиционные возможности, предоставляемые рынком генкомпаниям, существенно шире тех, что даются в рамках тарифного регулирования электросетям. Как считает господин Сасим, использование механизма оплаты инвестиций в электросетях через рынок мощности было бы полезно, если это более экономичная альтернатива строительству новой генерации. «В этом случае задача обеспечения электроснабжения решается с меньшими затратами, а значит, более эффективно и не приведет к дополнительной нагрузке на рынок»,— полагает он.