В пятницу наблюдательный совет НП "Совет рынка" (регулирует оптовый и розничный энергорынки) окончательно утвердил ценовые параметры договоров на поставку мощности (ДПМ). Они определяют размер выплат за мощность, которые будут в течение десяти лет получать генкомпании, уже построившие новые тепловые энергоблоки или модернизировавшие старые.
Договоры на поставку мощности должны гарантировать выполнение обязательных инвестпрограмм приватизированных при реформе РАО "ЕЭС России" энергокомпаний. Они оговаривают штрафы за опоздание со вводом новых и модернизированных мощностей, а также вводят механизм, упрощающий возврат инвестиций (повышенные выплаты за мощность).
Для новых мощностей основные ценовые параметры, определяющие типовой объем инвестиций, зависят от вида топлива, коэффициента сейсмичности, расположения электростанции и утверждены постановлением правительства. В таких случаях "Совет рынка" утверждал только стоимость работ по подключению нового энергоблока к энергосистеме и газовым сетям, а также проверял наличие резервного топлива (мазут или дублирующая система газоснабжения), пояснил замглавы партнерства Олег Баркин. Но для объектов модернизации стандартной схемы оплаты не существует, здесь регулятор должен был также утверждать и размер капитальных затрат инвесторов, а также прогноз прибыли энергокомпаний от продажи электроэнергии на оптовом рынке.
По словам господина Баркина, общий объем согласованных с "Советом рынка" инвестиций в модернизацию генмощностей составил примерно 20 млрд руб. Но исходно заявленный генкомпаниями объем капзатрат на модернизацию после обсуждения в регуляторе был снижен примерно на 30%, добавил он.
Дело в том, что в существующей модели рынка даже полная остановка энергоблока на модернизацию приводит лишь к частичной потере доходов энергокомпании. Выручка генерации составляется из двух источников: компания получает ежемесячную плату за мощность (эти средства должны компенсировать условно-постоянные расходы электростанции) и дополнительно зарабатывает на продаже электроэнергии, возвращая свои переменные расходы (в случае тепловой энергетики это в первую очередь затраты на топливо). Но при модернизации, проводимой в рамках обязательной инвестпрограммы, блок считается выведенным в плановый ремонт. В этом случае энергокомпания продолжает получать выплаты за мощность, хотя и с понижающим коэффициентом. Таким образом, если в случае строительства новых мощностей возврат инвестиций начинается лишь после ввода энергоблока, то при модернизации потребители частично оплачивают затраты инвестора в процессе ремонта.
Глава НП "Совет производителей энергии" (отраслевое объединение генкомпаний и крупных инвесторов) Игорь Миронов считает, что "говорить, что принятые решения соответствуют в основной своей массе ожиданиям генкомпаний, неправильно". Критерии, используемые "Советом рынка" для оценки экономической обоснованности капзатрат, были сформированы с помощью независимого консультанта, который для этого использовал усредненные типовые ориентиры, поясняет он. По словам господина Миронова, многие генкомпании были вынуждены согласиться с утвержденными цифрами, которые в ряде случаев занижены относительно реально понесенных затрат, ведь при признании капитальных затрат необоснованными их приравняли бы к нулю.
При этом генкомпании заинтересованы в создании аналогичного ДПМ механизма оплаты дальнейшей модернизации мощностей.
Договоры на поставку мощности должны гарантировать выполнение обязательных инвестпрограмм приватизированных при реформе РАО "ЕЭС России" энергокомпаний. Они оговаривают штрафы за опоздание со вводом новых и модернизированных мощностей, а также вводят механизм, упрощающий возврат инвестиций (повышенные выплаты за мощность).
Для новых мощностей основные ценовые параметры, определяющие типовой объем инвестиций, зависят от вида топлива, коэффициента сейсмичности, расположения электростанции и утверждены постановлением правительства. В таких случаях "Совет рынка" утверждал только стоимость работ по подключению нового энергоблока к энергосистеме и газовым сетям, а также проверял наличие резервного топлива (мазут или дублирующая система газоснабжения), пояснил замглавы партнерства Олег Баркин. Но для объектов модернизации стандартной схемы оплаты не существует, здесь регулятор должен был также утверждать и размер капитальных затрат инвесторов, а также прогноз прибыли энергокомпаний от продажи электроэнергии на оптовом рынке.
По словам господина Баркина, общий объем согласованных с "Советом рынка" инвестиций в модернизацию генмощностей составил примерно 20 млрд руб. Но исходно заявленный генкомпаниями объем капзатрат на модернизацию после обсуждения в регуляторе был снижен примерно на 30%, добавил он.
Дело в том, что в существующей модели рынка даже полная остановка энергоблока на модернизацию приводит лишь к частичной потере доходов энергокомпании. Выручка генерации составляется из двух источников: компания получает ежемесячную плату за мощность (эти средства должны компенсировать условно-постоянные расходы электростанции) и дополнительно зарабатывает на продаже электроэнергии, возвращая свои переменные расходы (в случае тепловой энергетики это в первую очередь затраты на топливо). Но при модернизации, проводимой в рамках обязательной инвестпрограммы, блок считается выведенным в плановый ремонт. В этом случае энергокомпания продолжает получать выплаты за мощность, хотя и с понижающим коэффициентом. Таким образом, если в случае строительства новых мощностей возврат инвестиций начинается лишь после ввода энергоблока, то при модернизации потребители частично оплачивают затраты инвестора в процессе ремонта.
Глава НП "Совет производителей энергии" (отраслевое объединение генкомпаний и крупных инвесторов) Игорь Миронов считает, что "говорить, что принятые решения соответствуют в основной своей массе ожиданиям генкомпаний, неправильно". Критерии, используемые "Советом рынка" для оценки экономической обоснованности капзатрат, были сформированы с помощью независимого консультанта, который для этого использовал усредненные типовые ориентиры, поясняет он. По словам господина Миронова, многие генкомпании были вынуждены согласиться с утвержденными цифрами, которые в ряде случаев занижены относительно реально понесенных затрат, ведь при признании капитальных затрат необоснованными их приравняли бы к нулю.
При этом генкомпании заинтересованы в создании аналогичного ДПМ механизма оплаты дальнейшей модернизации мощностей.
SIA.RU: Главное
