Новости

Властям так и не удалось сблизить позиции потребителей и производителей энергии, так что они принимали окончательное решение самостоятельно, пишет РБК daily. Результат разошелся с желаниями и генераторов, и потребителей.
Капитальные затраты на строительство 1 кВт мощности для газовой генерации определены в интервале 28,77—41,85 тыс. руб. в зависимости от мощности типового энергоблока, для угольной — 49,175—53,45 тыс. руб. В постановлении также прописаны типовые эксплуатационные затраты (в рамках договоров на предоставление мощности они установлены на уровне 80 тыс. руб. (газ) и 123 тыс. руб. (уголь), климатические и сейсмические коэффициенты. Доходность на вложенный капитал (WACC) установлена на уровне 14% для компаний, размещавших допэмиссии в целях финансирования инвестпрограмм, и 15% — для прочих. Показатель будет ежегодно пересматриваться в зависимости от доходности государственных облигаций.
Кроме того, утверждены коэффициенты возврата средств на рынке мощности для первой (Европа и Урал) и второй (Сибирь) ценовых зон: они составят 0,71—0,79 (по газовой генерации) и 0,8 (угольной), 0,9—0,95 соответственно. Остальные средства компании должны зарабатывать на свободном рынке «на сутки вперед». Значения будут пересматриваться через три и шесть лет, если доли возврата средств по факту отклонятся от прогноза более чем на 10%. Потребителям по факту удалось отстоять в постановлении свое предложение о введении так называемой «терминальной стоимости» — суммы, вычитаемой из объема возврата инвестиций, в которую блоки будут оцениваться после периода окупаемости. Но она установлена в процентах, а не в абсолютных цифрах, как предлагали потребители: 10 и 5% в зависимости от ценовой зоны.
Но для страховки от резкого роста цен ФАС придется разработать механизм ввода верхней границы оплаты мощности, пишет "Коммерсантъ". На оптовом рынке электроэнергетики доход энергокомпаний складывается из двух частей. Во-первых, оплата текущих переменных расходов (например, покупка топлива) за счет продажи электроэнергии. Во-вторых, плата за мощность, которая должна компенсировать условно-постоянные расходы электростанций и обеспечивать возврат инвестиций в генерацию. Сейчас цена на мощность определяется на год вперед, ДРМ должен сформулировать правила игры на несколько лет.
Генераторам обещают с помощью выплат за мощность полностью вернуть средства, вложенные в присоединение новых станций к энергосетям, а также 71-90% денег, потраченных на строительство самих энергоблоков (доля зависит от мощности блока, его расположения и вида топлива). ФАС только разрабатывает механизм определения оснований для введения потолка цены, его проект рассматривался 15 апреля на заседании экспертного совета по электроэнергетике при ведомстве. Ограничение цены должно охватывать зону свободного перетока (ЗСП). Это отдельная часть энергосистемы, внутри которой ЛЭП позволяют потребителю получать энергию от любой электростанции этой зоны, тогда как переток энергии между зонами ограничен пропускной способностью сетей. Потолок вводится, если ФАС считает, что в зоне сформировалась высокая или средняя экономическая концентрация (значительная часть станций принадлежит одной компании).
Долгожданный рынок мощности вернет инвесторам лишь часть затрат на новые стройки, остальное придется компенсировать за счет продажи электроэнергии, пишет газета "Ведомости". Инвесторы, ставшие в 2007-2008 гг. основными собственниками бывших «дочек» РАО «ЕЭС России», обязались выполнить многомиллиардные инвестпрограммы энергокомпаний. План по стройкам и срокам их исполнения закреплен в договорах на предоставление мощности (ДПМ): если инвестор не вводит объекты в срок, его ждет штраф — до 25% от суммы инвестпрограммы, государство же гарантировало им возврат вложенных средств через рынок мощности. Плата за мощность — одна из двух составляющих конечного счета за электроэнергию, покрывает расходы владельца станции на ее строительство и поддержание в рабочем состоянии. Вторая часть счета — плата за электроэнергию (покрывает топливные расходы). Но, как следует из постановления, инвесторы через рынок мощности смогут вернуть лишь часть понесенных затрат, остальное им придется компенсировать на рынке электроэнергии.
Затраты инвестора складываются из суммы его расходов на строительство объекта, его эксплуатацию, техприсоединение блока к электро- и газовым сетям и налога на имущество. Размер капитальных затрат в постановлении жестко регламентирован: стоимость строительства 1 кВт газовой станции — 28 770-41 850 руб., угольной — 49 175-53 450 руб. Стоимость рассчитана с учетом 14-15%-ной доходности на инвестированный капитал и индексации не предполагает. А вот стоимость эксплуатационных затрат ежегодно будет расти вслед за инфляцией. За базу принята цена 2010 г.: 80 000-123 000 руб. за 1 МВт в месяц.
При расчете цен учитывался 15-летний срок окупаемости проектов, но гарантированно инвестор сможет получать деньги в течение 10 лет.
При этом капитальные и эксплуатационные затраты, а также налог на имущество компенсируются не в полном объеме, следует из документа. Процент возвращаемых средств варьируется от 71% до 95% и зависит от типа станции и ценовой зоны. Расчет этих долей сделан исходя из прогноза цен на рынке электроэнергии, где инвесторы смогут добрать недополученные средства, следует из постановления. Правда, методику составления этого прогноза Минэнерго и Минэкономразвития еще предстоит разработать до 1 января 2012 г. Корректироваться прогноз, а значит, и процент гарантированной оплаты мощности будет раз в три года.
К полученной в результате расчетов цене на мощность будут применяться коэффициенты, связанные с климатом, сейсмичностью региона, где работает станция; будет учитываться и наличие/отсутствие резервного топлива.
Для объектов, сдача в эксплуатацию которых ожидается до 1 января 2012 г. или уже построенных в рамках ДПМ, размер капитальных затрат может быть увеличен с согласия Федеральной службы по тарифам (ФСТ).