После долгих месяцев переговоров, в ходе которых ответственные за российскую энергетику ведомства искали компромисс между потребителями и поставщиками, на очередном заседании наблюдательного совета некоммерческого партнерства «Совет рынка» наконец была согласована методика определения стоимости продажи мощности российских генераторов. Эксперты отмечают, что установленные эталонные значения для определения конечной цены объектов являются весьма выгодными для генкомпаний. Впрочем, источники в некоторых из них сообщили «Времени новостей», что в новой методике их устраивает далеко не все.

Хотя утвержденная наблюдательным советом НП «Совет рынка» методика касается только нового (после 2007 года) строительства тепловых электростанций и не будет действовать для модернизируемых объектов, а также мощностей ГЭС и АЭС (поскольку у первых очень высока стоимость нового строительства, а у вторых очень низки топливные затраты), большинством генераторов и крупнейших потребителей она была одобрена. В «Совете рынка» это объясняют тем, что договоренности заключались на основе максимально компромиссного варианта эталонных значений капвложений и эксплуатационных затрат. Новая система оценки ежемесячной платы за единицу мощности строится с учетом типа топлива (от него зависит эталонное значение эксплуатационных затрат), установленной мощности, климата, сейсмичности. В качестве примера порядка ценообразования «Совет рынка» приводит парогазовую установку мощностью 400 МВт, расположенную в центральной части страны. При определении стоимости по новой методике для нее будут учтены капитальные затраты на уровне 38 тыс. руб. за 1 кВт установленной мощности, а эксплуатационные -- 80 тыс. руб. на 1 МВт в месяц. Для угольной же паросиловой установки мощностью 330 МВт, расположенной в Кемеровской области, значение капзатрат будет на уровне 87 тыс. руб. за 1 кВт, а эксплуатационных -- 120 тыс. руб. на 1 МВт. «Для новой мощности это вполне нормальные расценки, хотя могли бы быть и повыше. Например, для МРСК по RAB-тарифам норма дохода на вложенный капитал составляет 12%. Тем не менее это весьма достойные уровни. Средняя стоимость 1 кВт, заложенная в инвестпрограммах генераторов, равна примерно 1400 долл. По методике получается больше 1300, а для угольных станций даже с запасом», -- отметил руководитель отдела акций «ИФД Капиталъ» Константин Гуляев. Он, правда, оговорился, что для потребителей внедрение новой системы оценки все же приведет к некоторому росту затрат. «Впрочем, когда действовала прежняя система, стоимость мощности была сильно занижена», -- добавил эксперт.

Однако примечательно то, что реальная доходность устанавливается в размере 9,6% годовых, за вычетом инфляции. Причем оплата мощности должна будет ежегодно корректироваться с учетом последней.

Как сообщил «Времени новостей» источник, близкий к энергорынку, для генераторов такой уровень доходности -- настоящий подарок. «Чтобы получить реальную доходность в рублях, нужно прибавить к 9,6% еще текущий уровень инфляции в стране. В сумме получается порядка 19%. Это больше, чем по любому банковскому депозиту. Инфляция плюс еще 10% сверху», -- пояснил источник. В то же время, как сообщил «Времени новостей» источник в одной из генерирующих компаний, у производителей все же есть повод быть недовольными установленной методикой. «Это связано с тем, что есть различия в оценке новой мощности по видам строительства -- построенной в «чистом поле» и введенной в ходе реконструкции, построенной на действующей площадке станции. Для одних цену предлагается рассчитывать из расчета фактических затрат, для других -- на основе нормативных показателей. Необходимо унифицировать подход», -- пояснил источник.

Стоит отметить, что создание единой системы оценки предоставляемых энергомощностей является необходимым этапом при формировании долгосрочного рынка мощности. Плата за мощность является инструментом генерирующих компаний для возврата инвестиций и в то же время способствует модернизации устаревших энергомощностей. Напомним, что износ мощностей в отрасли составляет, по разным экспертным оценкам, от 60 до 75%.