Потребителям надоело возмещать инвестиции энергетикам

Крупные потребители предложили Минэнерго отказаться от выплаты новой генерации повышенных вынужденных тарифов. Обычно этот механизм используют для поддержки старых мощностей, необходимых для надежности энергосистемы, но ряд ТЭС, не попавших в обязательные инвестпрограммы, получают вынужденный тариф для возврата инвестиций. "Сообщество потребителей электроэнергии" считает, что вместо этого можно провести дешевые замещающие мероприятия и снять лишнюю нагрузку с энергорынка. Одним из первых пострадавших от нововведений рискует стать инвестор Ноябрьской ПГЭ в ЯНАО.

Потребители электроэнергии выступили против скрытого возмещения инвестиций в новые электростанции за счет повышенных вынужденных тарифов. Ассоциация "Сообщество потребителей энергии" 8 августа предложила Минэнерго определить сроки проведения замещающих мероприятий для такой генерации. Речь идет о ТЭС, построенных уже после реформы РАО "ЕЭС России", но не попавших в обязательные инвестпрограммы: в этом случае вложения возмещаются по договорам на поставку мощности (ДПМ) с более высокими выплатами с энергорынка. В итоге, так как эти объекты нужны для надежного энергоснабжения, они признаются "вынужденной генерацией" и получают повышенный тариф на мощность.

Статус вынужденных обычно дается не новым, а устаревшим и неэффективным станциям, для которых пока нет замены. В "Сообществе потребителей энергии" считают, что энергокомпании, чьи мощности нельзя назвать неэффективными, используют вынужденный статус для получения нерыночных доходов. Государство стимулирует замещение вынужденных, например строительство новых сетей или котельных, но закон не определяет сроки таких мероприятий для новых мощностей (для старых на это отводится два года), а нагрузка за содержание вынужденного генератора ложится на потребителей.

Из новой генерации вынужденный статус есть у Курганской ТЭЦ-2 (225 МВт), Юго-Западной ТЭЦ (570 МВт) в Петербурге, ТЭС "Москва-Сити" (236 МВт), Ноябрьской ПГЭ (120 МВт), замечает Наталья Порохова из АКРА. Потребителей особо волнует Ноябрьская ПГЭ (инвестор — "Интертехэлектро — Новая генерация"), построенная в 2010-м и уже с 2011 года имеющая вынужденный статус. Инвестиции в ПГЭ — 9 млрд руб. (3 млрд руб.— собственные средства, остальное — кредит Сбербанка). По расчетам ассоциации, потребители первой ценовой зоны оптового рынка (Европа и Урал) платят ПГЭ около 1 млрд руб. в год сверх рынка, а стоимость замещения (модернизация сетей) они оценили в 30-50 млн руб. "Сообщество потребителей энергии" предлагает включать замещение в схему и программу развития энергетики и учитывать его в региональных программах развития. Это, считают потребители, обяжет "Системного оператора" (СО) и сети быстрее разрабатывать и выполнять замещение.

Коэффициент использования установленной мощности ПГЭ запредельно высок для тепловой генерации — 96,8% в 2015 году. Но, по словам гендиректора "Интертехэлектро — Новой генерации" Станислава Карапетяна, станция не может пройти конкурентный отбор мощности наравне со всеми из-за того, что ее ценовая заявка включает инвестсоставляющую. Вынужденные тарифы позволяют возвращать вложенные средства, и генератор не планирует проводить замещение как минимум до получения выручки в объеме, аналогичном ДПМ, то есть до 2023 года.

В ответ на письма "Сообщества потребителей энергии" по Ноябрьской ПГЭ в Минэнерго ответили, что "поддерживают необходимость выполнения "Тюменьэнерго" (входит в "Россети".— "Ъ") мероприятий, требующихся для вывода" станции, но НТЦ ФСК ЕЭС еще готовит ТЭО таких мероприятий. В "Тюменьэнерго" подчеркнули, что замещающие мероприятия будут включены в инвестпрограмму после распоряжения СО, которое не поступало. В СО заявили, что ждут "приказа Минэнерго о согласовании вывода из эксплуатации объекта". В Минэнерго "Ъ" сообщили, что предложение "Сообщества потребителей энергии" учтут при подготовке правил разработки и утверждения схем и программ развития электроэнергетики. В "Россетях" считают: порядок вывода генерации нужно утвердить на уровне правительства, "в рамках такого документа должны быть отражены как технические мероприятия, так и механизмы компенсации затрат".

Повышенный вынужденный тариф позволяет окупать генерацию с доходностью 14% за 15 лет, говорит Наталья Порохова. "Альтернатива этому тарифу для окупаемости — рынок на сутки вперед, где более эффективные новые станции получают прибыль, но срок окупаемости здесь гораздо выше — около 30 лет",— замечает она.

Татьяна Дятел