Ъ: «Минэнерго поддерживает претензии «Россетей» на собственную надбавку на ОРЭМ»

«Россети» хотят получить надбавку оптового энергорынка для строительства новых электросетей в рамках Генсхемы размещения энергообъектов до 2042 года. Инициатива о проработке возможности финансирования инвестиционных проектов в электросетях, в том числе «по аналогии с моделью договоров о предоставлении мощности (ДПМ)», содержится в перечне поручений по итогам стратегической сессии правительства по направлению «Развитие электроэнергетики» от 31 мая (Ъ видел документ).

Механизм ДПМ, о котором говорится в поручении, был запущен в 2010–2018 годах под обязательную инвестпрограмму генерирующих компаний, проданных при реформе РАО «ЕЭС России». ДПМ на строительство новой генерации предусматривали повышенные платежи за мощность оптового энергорынка, которые гарантируют окупаемость инвестиций. Позже аналоги ДПМ были распространены на строительство зелёной генерации, АЭС и ГЭС. После того как большая часть ДПМ-объектов была введена, отрасль решила сохранить денежный поток от ДПМ, перенаправив его в программу модернизации старых ТЭС.

«Россети» финансируют свои инвестиционные стройки за счёт тарифа на передачу, рост которого ограничен. Реновация сетей с 2009 года оплачивается RAB-тарифами (по сути, аналог ДПМ), также разработанными с учётом дохода на инвестированный капитал. Но метод вёл к резкому скачку тарифов и, как следствие, их «сглаживанию» – переносу возврата инвестиций на более поздние сроки. В отличие от тарифного регулирования, цены на свободном энергорынке не ограничены жёсткими лимитами.

Правительство сейчас ищет способы финансирования строительства 88,5 ГВт новых генерирующих мощностей и электросетей в рамках реализации Генcхемы-2042. Её стоимость может превысить 40 трлн рублей, но источник финансирования пока не найден. Минэнерго предлагало строить объекты за счёт повышенных платежей энергорынка, что может привести к двукратному росту стоимости электроэнергии. Идея рассматривалась на стратсессии правительства, но принципиального одобрения пока не получила.

«Россетям» в рамках Генсхемы предстоит реализовать 27 новых проектов, связанных со снятием инфраструктурных ограничений, их предварительная стоимость – 1,064 трлн рублей с НДС. Пока эти мероприятия не включены в инвестпрограмму холдинга из-за отсутствия источников финансирования.

Идея «Россетей» в том, чтобы финансировать системные проекты, отобранные правительственной комиссией по электроэнергетике в ручном режиме, за счёт механизма по предоставлению сетевой услуги, сходного с ДПМ. Госхолдинг предлагает ввести на оптовом энергорынке инфраструктурную инвестиционную составляющую (ИИС) на развитие единой национальной электросети (ЕНЭС; включает все магистральные высоковольтные ЛЭП), которую участники энергорынка смогут оплачивать в зависимости от максимальной пропускной способности ЛЭП и трансформаторов, говорят источники, знакомые с предложением. Период окупаемости по аналогии с ДПМ – 15 лет, норма доходности, включающая колебания цен на материалы и услуги, а также формирование резерва для оплаты штрафов за срыв сроков ввода объектов, – 12–15%.

Помимо этого существует вариант оплаты ИИС на оптовом рынке через компенсацию потерь. По действующим правилам электросети выкупают у сбытовых компаний электроэнергию для компенсации технологических потерь в сетях. Вместо этого «Россети» предлагают заключать с поставщиками договор на оказание услуг по развитию ЕНЭС, а затем производить взаимозачёт требований на равную величину с поставщиками электроэнергии.

В «Россетях» отметили, что в рамках действующего тарифа, уровень которого ограничен предельными значениями, все доступные объёмы инвестиционного источника используются в том числе за счёт ограничения на выплату дивидендов. «С другой стороны, компания использует долговое финансирование, но уровень долговой нагрузки также ограничен предельными значениями финансовых ковенант. Уровень долга компании с учётом прогнозируемых объёмов инвестиционной программы уже в ближайшее время может достигнуть этих ограничений», – говорят в госхолдинге. Из-за этого, добавили там, определённое количество инвестиционных проектов остается необеспеченным источниками финансирования.

В Минэнерго сообщили, что речь идёт о финансировании альтернативных строительству новой генерации магистральных сетей по аналогии с механизмом КОМ НГО (также производная от ДПМ). «В Минэнерго поддерживают данную инициативу», – заявили в министерстве.

В «Совете рынка» говорят, что не видели чёётко сформулированной концепции предлагаемого механизма.

Использование термина ДПМ здесь может быть условным, так как не указывает на оплату товара «мощность», а отсылает к сходным чертам: долгосрочности договоров и заранее определённым срокам, параметрам оплаты и ответственности, отмечают в «Совете рынка». В регуляторе добавили, что не имеют информации о необходимости дополнительного финансирования проектов в сетевом комплексе, но если оно необходимо, то должно реализовываться в рамках существующего тарифного регулирования. «Совет рынка» не поддерживает создание «дублирующих» механизмов, требующих значительных изменений в нормативные акты, тем более когда предмет отношений не определён однозначно, что может порождать различные риски для сторон, отметили там.

«Системный оператор ЕЭС» указывает, что реализация проектов по развитию системообразующей сети может стать эффективной альтернативой строительству генерации в конкретном энергорайоне, позволяя оптимизировать сроки и объёмы ввода новой генерации. «Сегодня крайне важно сформировать механизмы, обеспечивающие возможность финансирования системно эффективных крупных проектов развития сети, в том числе включаемых в документы перспективного планирования», – полагают в СО.

По оценкам «Сообщества потребителей энергии», «Россети» уже располагают достаточными инструментами и ресурсами для развития, поэтому нет необходимости использовать механизмы оптового рынка для обхода тарифных ограничений и регуляторного контроля. «С точки зрения сохранения преимущества цены электроэнергии для граждан и бизнеса электросетевому комплексу необходимо сосредоточиться на повышении собственной операционной и финансовой эффективности», – подчёркивают там.

В «Совете производителей энергии» считают наиболее целесообразным вариантом решения проблемы с поиском финансирования доработку имеющихся механизмов тарифного регулирования в сетях, в том числе путём снятия имеющихся ограничений. Вариант привлечения средств в сетевую инфраструктуру через увеличение нагрузки на оптовый рынок там находят нецелесообразным, так как в результате возникнет ещё один новый платёж – сетевая надбавка, из-за чего потребуется кардинальная перенастройка всей системы расчётов, в том числе по уже действующим долгосрочным моделям.

По оценкам директора Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергея Сасима, нынешняя методология RAB-регулирования и фактические показатели деятельности магистральных сетей позволяют увеличить инвестиционный ресурс электросетей для достаточного финансирования новых строек, предусмотренных отраслевым планированием. Но, указывает он, это единовременно увеличит тарифы магистральных сетей на 37%, что дополнительно повысит региональные тарифы на передачу в среднем на 5,18% и конечную цену на электроэнергию в среднем на 2,22%. В то же время, замечает эксперт, инвестиционные возможности, предоставляемые рынком генкомпаниям, существенно шире тех, что даются в рамках тарифного регулирования электросетям. Как считает г-н Сасим, использование механизма оплаты инвестиций в электросетях через рынок мощности было бы полезно, если это более экономичная альтернатива строительству новой генерации. «В этом случае задача обеспечения электроснабжения решается с меньшими затратами, а значит, более эффективно и не приведёт к дополнительной нагрузке на рынок», – полагает он.