Ассоциация «Совет рынка» предложила компромиссный вариант реформы энергорынка, который дал генерирующим компаниям источник средств на модернизацию старых электростанций. По подсчетам генераторов, к 2035 году нужно модернизировать до 70 ГВт, потратив на это до 1,2 трлн руб., но механизма возврата этих вложений нет. «Совет рынка» предложил разбить ежегодные отборы мощности на два этапа и на втором выбирать проекты для покрытия локальных энергодефицитов, которые будет оплачивать рынок. Но крупные потребители категорически против реформы, которая обещает рост энергоцен, и считают, что энергетики и сейчас могут инвестировать.
Фото: Максим Кимерлинг, Коммерсантъ
«Совет рынка» в пятницу впервые раскрыл возможную схему реформирования рынка мощности в РФ. По словам главы регулятора Максима Быстрова, сейчас «Совет рынка» и Минэнерго разрабатывают вариант перехода на двухэтапный конкурентный отбор мощности (КОМ). Этот механизм нужен для компенсации энергодефицита в точках, где он не был закрыт программой договоров поставки мощности (ДПМ). Замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко поддержал модернизацию генерации, заметив, что «в ближайшей перспективе темпы роста убытия мощностей пересекутся с темпом роста энергопотребления».
Программа ДПМ была обещана инвесторам еще при реформе РАО ЕЭС и запущена к 2010 году. Договоры на строительство новых блоков ТЭС предусматривают повышенные платежи за мощность, которые гарантируют окупаемость инвестиций (позже аналог ДПМ ввели и для ГЭС «РусГидро» и АЭС). Вложения в новые стройки ТЭС по ДПМ составили около 1 трлн руб., говорит Наталья Порохова из АКРА. Но сейчас большая часть ДПМ-объектов уже введена, и инвесторы начали получать увеличенную плату за мощность. Однако новых механизмов такого рода рынок не получил, хотя энергокомпании активно лоббировали введение программы «ДПМ-штрих». Текущая цена «старой» мощности, которую генкомпании получают на КОМ, растет, но пока, как считается, возвращает лишь постоянные расходы генерации.
Максим Быстров пояснил, что простое повышение цены КОМ для привлечения инвестиций в модернизацию не гарантирует того, что компании направят средства на обновление, а не на выплату дивидендов. Нынешняя конструкция отбора позволяет лишь выводить старые и ненужные энергосистеме мощности, но средств, полученных от продажи мощности на рынке, явно не хватает для модернизации, пояснил топ-менеджер. Текущая схема ДПМ также не позволила в ряде случаев закрыть локальные энергодефициты. Поэтому, по мнению главы «Совета рынка», нужна комбинация механизмов КОМ и ДПМ.
«Можно сделать двухэтапный отбор. Первый этап — для обычного КОМа, второй — для зон дефицита (где нужна новая мощность.— “Ъ”)»,— пояснил господин Быстров. «Идея пока сырая,— согласился он.— Надо ее совместить с повышением конкуренции на рынке мощности. Но перспектива в ней есть: идея совмещает и рыночные механизмы, и те, которые позволили бы определить реальные зоны дефицита».
В ассоциации «Совет производителей энергии» (объединяет генерацию) инвестиции в модернизацию до 2035 года оценили в 1,2 трлн руб. Компании планируют модернизировать до 70 ГВт (всего в РФ на конец 2016 года было 236 ГВт), сообщила глава набсовета ассоциации Александра Панина из «Интер РАО». Она считает, что до 33,3 ГВт из них можно модернизировать, если поднять цену КОМ на 6% к 2021 году, до 160 тыс. руб. за МВт в первой ценовой зоне оптового рынка (европейская часть РФ и Урал). Для небольших модернизаций (продление ресурса) нужно не более 5–6 тыс. руб. на кВт мощности, говорит госпожа Панина, для более серьезных проектов диапазон capex — от 9 тыс. до 66 тыс. руб. за кВт. По ее оценке, средний удельный capex по всей программе — 17 тыс. руб. за кВт (это 59% от нормативного capex по ДПМ).
Но крупные потребители, традиционно выступающие против инвестнадбавок к энергоценам, настаивают, что генераторам не нужны спецмеханизмы для модернизации. «Инструментов у нас хватает, давайте использовать то, что есть»,— сообщил вчера глава ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев. Наталья Порохова отмечает, что у рынка мощности две основные цели: покрывать постоянные издержки генераторов и служить рыночным механизмом привлечения инвестиций. Со второй целью, считает она, не все получается, «директивный список проектов ДПМ (их распределили без конкурса.— “Ъ”) вызвал много критики за нерыночность, а попытка провести конкурентный выбор инвестора для ДПМ (под ТЭС в Тамани) провалилась». Как отмечает эксперт, есть понимание, что в ближайшие три-четыре года у генкомпаний будет большой операционный денежный поток (из-за допдоходов ДПМ-объектов), и в интересах государства направить его на инвестиции, а не на дивиденды.