У Вас еще сохранилась инвестиционная привлекательность?Тогда мы летим к Вам!

 

Автор

Шубин Станислав, Заместитель директора департамента по развитию рынков электроэнергииНП «Совет производителей энергии»

 

    К стадии завершения реформирования РАО «ЕЭС России» были определены основные частные стратегические инвесторы в отрасль, функционировал рынок электрической энергии, а долгосрочный рынок мощности еще не сформировался. Отрасль столкнулась с необходимостью новых вводов в отсутствие рыночных механизмов привлечения и возврата инвестиций даже в модернизацию. Неопределенность относительно возврата инвестиций в строительство новых генерирующих объектов или модернизацию существующих вызывала опасения, что рациональный инвестор сосредоточится исключительно на возврате инвестиций, произведенных в приобретение активов, которые казались привлекательными в момент покупки.
    Сложившиеся условия и прогнозируемый устойчивый рост экономики предопределили появление внерыночного механизма, обеспечивающего ввод новых мощностей за счет гарантированного возврата инвестиций. Благодаря указанному механизму, получившему в последующем название «договор о предоставлении мощности» (ДПМ), Минэнерго России имеет возможность рапортовать о таком уровне ввода новых мощностей, которого не было на протяжении всей истории постсоветской России, и ставить в себе это в заслугу.
    Одним из базовых условий подписания ДПМ со стороны поставщиков являлась невозможность пересмотра основных параметров расчета платы за мощность, поставляемую по ДПМ, в том числе и доли компенсируемых затрат (Крсв). В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 13.04.10 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности» (далее — Постановление) по истечении трех и шести лет с начала поставки мощности производится расчет уточненного значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии. Применение уточненной величины осуществляется с 1 января четвертого года и с 1 января седьмого года поставки мощности соответственно. Таким образом, при расчете доли компенсируемых затрат предполагается использование только прогнозного значения прибыли от продажи электрической энергии без учета фактического результата предыдущих периодов.
    Совсем недавно специалистами Минэнерго России была разработана методика расчета Крсв, отражающего прогнозную прибыль от продажи электрической энергии. В соответствии с документом при расчете доли компенсируемых затрат следует учитывать отклонение фактической величины прибыли от ее планового значения при продаже электрической энергии, сложившегося в предыдущих периодах, что не предусмотрено Постановлением, во исполнение которого разрабатывалась рассматриваемая методика.
    В расчете Крсв участвуют следующие основные параметры: коэффициент поставки электрической энергии по регулируемым договорам, коэффициент использования установленной мощности, прогнозное значение цены рынка «на сутки вперед», удельный расход условного топлива. Рассмотрим каждый из них более подробно.
    Коэффициент поставки электрической энергии по регулируемым договорам. По данным Сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации на 2011 г., утвержденного Приказом ФСТ России от 20.07.10 № 153-э/1 (с изменениями от 24.11.10 № 333-э/1 и от 30.12.10 № 499-э/4), доля поставки электрической энергии по регулируемым договорам в Первой ценовой зоне составляла 17,9%, во Второй ценовой зоне — 15,5%. В 2012 г. доля электрической энергии по регулируемым договорам в Первой ценовой зоне выросла в среднем до 18%, во Второй ценовой зоне снизилась до 15%.
    В соответствии с указанной методикой коэффициент, отражающий поставку электрической энергии по регулируемым договорам, принимается равным 17% для объектов генерации, расположенных в Первой ценовой зоне, и 13% для объектов генерации, расположенных во Второй ценовой зоне.
    Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ). Методика определяет значения коэффициентов использования установленной мощности для генерирующих объектов газовой генерации — от 0,75 до 0,8 и угольной генерации — от 0,8 до 0,85. Однако в соответствии с отчетом «Оценка влияния вновь введенных объектов ДПМ на цены РСВ в 2011 г.», подготовленным НП «Совет рынка» в январе 2012 г., в 2011 г. объекты ДПМ проработали с КИУМ, равным в среднем 54%, при этом значения КИУМ находились в диапазоне от 17% до более чем 70%. Одновременно ценовые заявки в отношении объектов ДПМ в 2011 г. были ниже уровня равновесных цен РСВ в среднем на 35%.
    Указанная статистическая информация подтверждает, что при соблюдении требований антимонопольного законодательства о подаче экономически обоснованных заявок и предоставлении всего возможного объема электрической энергии на рынок КИУМ генерирующего объекта определяется факторами, не зависящими от участника рынка. Так, например, все генерирующие объекты ДПМ угольной генерации Второй ценовой зоны расположены на ТЭЦ, КИУМ которых исторически не превышает 60—70% ввиду ограниченности периода работы в теплофикационном режиме.
    Обоснованно было бы устанавливать КИУМ на уровне фактически сложившегося значения за три предшествующих дате расчета года. В отношении новых объектов можно было бы использовать среднее значение фактически сложившегося за три предшествующих дате расчета года КИУМ генерирующих объектов, составляющих 15% от наиболее экономичных генерирующих объектов соответствующей зоны свободного перетока.
    Прогнозное значение цены рынка «на сутки вперед». В рассматриваемой методике прогноз роста цен на РСВ принимается равным величине роста регулируемых цен на газ для Первой ценовой зоны и цен на энергетический уголь для Второй ценовой зоны. Данный подход к прогнозу цены РСВ является некорректным, поскольку цены на топливо не являются единственным или определяющим фактором, оказывающим влияние на рост цен на РСВ. Наиболее ярким тому примером может служить разнонаправленная динамика цен на топливо и электроэнергию в кризисный период. Кроме того, по нашему прогнозу, введение объектов ДПМ приведет к снижению цен на электроэнергию на оптовом рынке при том, что топливо будет только дорожать.
    Удельный расход условного топлива. В соответствии с указанной методикой удельный расход условного топлива (в ед. у.т.) на выработку электроэнергии для генерирующих объектов газовой генерации принят на уровне 230 г у.т. на 1 КВт/ч., по угольной генерации — 300 г у.т. Вместе с тем в ДПМ по каждому объекту генерации зафиксировано значение КПД, на основании которого может быть произведен удельный расход условного топлива (123/КПД). В связи с этим было бы корректным осуществлять расчет средневзвешенного значения удельного расхода условного топлива, исходя из индивидуальных значений КПД, зафиксированных в ДПМ для объектов генерации соответствующих категорий.
    Принимая во внимание рассмотренные замечания на проект методики, складывается впечатление, что изначально был определен уровень Крсв, которого хочет достичь Мин­энерго России, на основании этого уровня были установлены существующие параметры. То есть, по сути, Крсв рассматривается как еще один механизм снижения цен для конечных потребителей.
    Изменение условий ДПМ приведет к снижению привлекательности единственного на сегодня механизма привлечения инвестиций в обновление генерирующих мощностей. Поскольку все разрабатываемые механизмы привлечения инвестиций базируются на ДПМ, пересмотр его основного принципа — неизменность условий — подорвет доверие не только к ДПМ, но и, в свою очередь, к новым механизмам привлечения инвестиций.