Дальневосточную энергетику вписали в счет
За модернизацию ТЭС в регионе заплатит бизнес по всей России
Потребители электроэнергии оплатят модернизацию ТЭС на Дальнем Востоке через новую надбавку к цене за мощность. Как следует из предложений Минэнерго, часть финансовой нагрузки ляжет на ДФО, но наибольшую долю возьмут на себя другие регионы. Это позволит «РусГидро» вернуть инвестиции в четыре новых проекта в ДФО стоимостью 171 млрд руб., но базовая доходность составит 12,5% против обычных для рынка 14%. Крупный бизнес против введения новых нерыночных механизмов, отмечая, что проекты отобраны без конкурса и не ограничены по стоимости.
Правила модернизации ТЭС Дальнего Востока создают напряжение и у потребителей, и у энергетиков: первым не хочется платить больше, вторым кажется, что все равно мало
Фото: Александр Щербак, Коммерсантъ
Правила модернизации ТЭС Дальнего Востока создают напряжение и у потребителей, и у энергетиков: первым не хочется платить больше, вторым кажется, что все равно мало
Фото: Александр Щербак, Коммерсантъ
Минэнерго разработало механизм компенсации затрат на модернизацию и строительство ТЭС в неценовых зонах РФ (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми и регионы Дальнего Востока). Там нет конкурентного рынка, тарифы регулируются и до сих пор не было программы модернизации по договорам на поставку мощности (ДПМ) с гарантированной доходностью вложений. Проект поправок Минэнерго опубликовало на regulation.gov.ru 7 февраля. По нему инвестор сможет вернуть вложенные средства за 15 лет после ввода станции за счет спецнадбавки к цене на мощность. Базовый уровень доходности составит 12,5% (для ценовых зон — 14%) при ставке ОФЗ в 8,5%. Решение о снижении доходности для неценовых зон весной 2019 года принял Дмитрий Козак, тогда курировавший электроэнергетику в правительстве.
Единственный участник программы реконструкции и строительства ТЭС в неценовых зонах – «РусГидро». К 2025 году компания планирует построить энергоблоки на Хабаровской ТЭЦ-4 (328 МВт), Якутской ГРЭС-2 (154 МВт) и модернизировать Владивостокскую ТЭЦ-2 (360 МВт), в 2026 году – ввести энергоблоки на Артемовской ТЭЦ-2 (420 МВт). Общий объем инвестиций — 171,2 млрд руб.
Надбавку будут выплачивать все коммерческие потребители, но распределение нагрузки неравномерно. Сумма распределена «пропорционально долям в формировании пика потребления мощности», пояснили “Ъ” в Минэнерго. Максимум потребления мощности в РФ в 2019 году составил 151,7 ГВт, в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Востока это 6,7 ГВт. Таким образом, финансовая нагрузка на ценовые зоны, особенно на европейскую часть РФ и Урал, будет намного выше, чем на ДФО, отмечает глава Агентства энергетического анализа Алексей Преснов. По его мнению, механизм «нарушает принцип causation, когда платит тот, кто пользуется станцией или вызывает дополнительные расходы».
В программе предусмотрен стандартный для ДПМ нештрафуемый период за просрочку ввода мощности. Дополнительных конкурсов по проектам в неценовой зоне не предполагается. Капзатраты утверждает правительство: если они окажутся меньше одобренных, надбавка будет пересчитана.
«РусГидро» считает доходность в 12,5% для проектов ДФО дискриминационной, хотя в регионе необходимость модернизации наиболее остра, сообщил “Ъ” представитель компании.
«Считаем, что государство при определении для всех одинаковой доходности учтет различные показатели, в том числе, и снижение ключевой ставки»,— заявил он.
Крупный бизнес ожидаемо протестует. «Мало того что снова применяется нерыночный механизм ДПМ, модернизацию в неценовых зонах предлагается проводить без конкурса и ограничений по капзатратам. Ничего не мешает провести конкурсный отбор, тем самым снизить затраты и наконец создать условия для появления конкуренции и рыночных отношений»,— считает директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев.
Включение проектов «РусГидро» в новую программу ДПМ позволит компании уменьшить ежегодные списания из-за переоценки инвестиций, а также повысить прибыльность и увеличить дивиденды, отмечает Владимир Скляр из «ВТБ Капитала».
Но, уточняет эксперт, низкая доходность, невозможность сохранить экономию при выполнении капзатрат и отсутствие гарантий возврата инвестиций в сопутствующую инфраструктуру все еще ограничивают привлекательность проектов ДФО по сравнению с традиционной программой модернизации.