Потребители для снижения финнагрузки на рынок предложили отказаться от «дельты ДПМ»

Пик платежей в 2020–2022 годах для ТЭС связан в том числе с «дельтой ДПМ»: хотя возврат инвестиций – 15 лет, но повышенный тариф действует только десять лет, а надбавка к цене на мощность последних пяти лет перераспределяется на седьмой-десятый год работы, дополнительно поднимая цену. Также цену, ожидают в ассоциации, будут толкать вверх вводы блоков Ленинградской АЭС-2 и Нововоронежской АЭС-2 «Росэнергоатома» (2,4 ГВт, обсуждается возможность сдвинуть вводы). Кроме того, потребители жалуются на нерыночные надбавки и перекрёстное субсидирование на оптовом энергорынке (для Крыма, Дальнего Востока, Калининграда и т. д.). Уменьшить нагрузку в пиковые годы предложено за счет продления сроков поставки мощности новыми ТЭС с 10 до 15 лет с сохранением базовой доходности в 14%, а для АЭС и ГЭС – с 20 до 35–45 лет при снижении доходности (сейчас 10,5%). Так удастся ограничить рост цен инфляцией, полагают в ассоциации.

Минэнерго уже предлагало растянуть сроки ДПМ ТЭС в 2015 году, но тогда потребители были против, посчитав, что это увеличит их обязательства на 271 млрд рублей. Кроме того, тогда не обсуждалась программа модернизации (в течение нескольких месяцев должна быть утверждена правительством), которая будет финансироваться из средств, «высвобождающихся» после завершения ДПМ. Три года назад считалось, что после 2021 года объём платежей по ним резко сократится.

Ожидаемый среднегодовой рост цены на электроэнергию (CAGR) в 2018–2020 годах на оптовом рынке составит 7,1%, что на 3,1 процентного пункта выше прогнозной инфляции, подсчитали потребители, за три года это составит около 660 млрд рублей. По оценке «Совета рынка» (регулятор энергорынков), рост цены мощности (без учёта модернизации) с 2017 по 2022 год в целом может составить примерно 53%, в среднем на 9% ежегодно.

В «Росэнергоатоме» официальных предложений по изменению существующих ДПМ не видели. Там добавили, что в рамках программы модернизации предложения «Росатома» предусматривают увеличение срока возвратности инвестиций вплоть до полного срока службы АЭС (50–60 лет). В «РусГидро», Минэнерго и Минэкономики не стали комментировать ситуацию. ФАС не поддерживает идею. «Снижение доходности и удлинение срока возврата капитала может негативно сказаться на инвестклимате в энергетике и взаимосвязанных отраслях», – заявил замглавы службы Виталий Королёв.

По мнению главы «Совета производителей энергии» Дмитрия Вологжанина, менять срок ДПМ сейчас недопустимо: «Это нарушает права инвесторов, которые уже выполнили большую часть обязательств». В договорах закреплены условия возврата средств, под которые инвесторы привлекали финансирование. Источник на рынке считает, что потребители сами допустили ситуацию с «высвобождающимися» на модернизацию средствами ДПМ: «Если бы потребители три года назад согласились на 15-летние ДПМ, то эффекта снижения платежей либо не было, либо он был пренебрежимо мал». Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» считает, что у крупных генераторов есть «запас прочности» для продления ДПМ: их EBITDA по сектору в целом сейчас около 400 млрд рублей, из них платеж по ДПМ – 280 млрд рублей. Сглаживание пика лишь стабилизирует эту прибыльность на три-пять лет, считает он, но откладывает модернизацию, финансирование которой должно идти из выпадающих доходов ДПМ.

Коммерсант