Крым пришлет счет за новый свет

Минэнерго планирует весной выбрать на конкурсе инвестора для строительства ТЭС на Таманском полуострове Краснодарского края. Эта станция нужна для снабжения энергодефицитного Крыма. Как выяснил «Коммерсантъ», победитель получит гарантии возврата инвестиций, похожие на условия действующих договоров на поставку мощности (ДПМ),— повышенный платеж в течение 15 лет с фиксированной нормой доходности. Но платить за эту мощность, скорее всего, придется всем потребителям европейской части России и Урала — по 6 млрд руб. в год.

Как стало известно, Минэнерго разработало проект постановления правительства о конкурсе инвестпроектов для строительства электростанций в энергодефицитных районах. Его условия, по сути, близки к ДПМ, подписанным генкомпаниями в 2010 году для реализации их обязательных инвестпрограмм. Вчера в Минэнерго подтвердили, что проект постановления на стадии согласования с ведомствами, и именно описанный в нем механизм планируется использовать для конкурса на строительство ТЭС на Тамани, необходимой для энергоснабжения Крыма. В январе в Минэнерго сообщали, что инвестора для этой ТЭС планируется привлечь на открытом конкурсе в первом квартале.

Действующие ДПМ предполагают гарантию возврата инвестиций: новая генерация получают повышенную плату за мощность, эти средства распределяются по всем потребителям энергорынка. ДПМ позволили ускорить строительство новых ТЭС, но потребители выражали недовольство повышением конечных цен на электроэнергию. На Тамани планируется построить ТЭС на 660 МВт, основные ее задачи — энергоснабжение Крыма по энергомосту через Керченский пролив и еще не построенного порта Тамань. Минэнерго уже пыталось в прошлом году найти для ТЭС невостребованные ДПМ, но энергокомпании на это не пошли. В декабре глава Минэнерго Александр Новак говорил, что механизм финансирования ТЭС на Тамани будет такой же, как и в Крыму,— надбавка к оптовой энергоцене для потребителей первой ценовой зоны (европейская часть РФ и Урал).

Формально в проекте постановления и сейчас о «новых ДПМ» не говорится. Но в документе для зон энергодефицита (их определит «Системный оператор ЕЭС») планируется провести на позднее апреля долгосрочный конкурентный отбор мощности на 15 лет — это необходимо для гарантии выплат за мощность. Начало работы генерации — 1 января 2018 года. Такой же срок возврата инвестиций фиксирован и в ДПМ. На конкурсе выберут проект с наименьшей общей стоимостью с учетом удельных капзатрат (но не выше цены ДПМ) и стоимости подключения к электросетям и газоснабжению. Цена на мощность устанавливается ежегодно коммерческим оператором оптового энергорынка ОАО АТС на основе необходимой валовой выручки за вычетом прогнозной прибыли от продажи электроэнергии. Норма доходности не зафиксирована и определяется для года, в котором проходит отбор мощности (для ДПМ она сейчас 14% годовых).

По сути, формула расчета капзатрат, предложенная Минэнерго, идентична ДПМ, замечает Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка. Если доходность будет на уровне ДПМ, потребители первой ценовой зоны дополнительно заплатят за генерацию Тамани около 6 млрд руб. в год, а конечная цена электроэнергии вырастет примерно на 0,3%, подсчитала она. Директор НП «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев считает, что проблему нехватки мощности проще и экономичнее решить переносом на дефицитную территорию «имеющихся в избытке невостребованных объектов ДПМ». По оценкам «Системного оператора», отказ от строительства 2,1 ГВт мощности, запланированных по ДПМ, «не приведет к негативным последствиям для Единой энергосистемы».

Интерес к ТЭС на Тамани проявляли европейские инвесторы в российскую энергетику — «Э.ОН Россия», «Фортум» и «Энел Россия» — еще весной 2014 года, рассказывал в прошлом году гендиректор «Э.ОН Россия» Максим Широков. В «Э.ОН Россия» и «Энел Россия» не комментируют предложения Минэнерго. В «Фортуме» разработку конкурентных правил отбора мощности для ликвидации локальных энергодефицитов назвали «позитивным сигналом», добавив, что применение механизмов, сходных с ДПМ, оправданно, поскольку они «привычны и прозрачны для рынка и обеспечивают инвестору гарантированный возврат инвестиций». На какие еще территории может распространиться этот механизм, в Минэнерго не пояснили. Ранее энергодефицитными, кроме юго-запада Краснодарского края, назывались Чечня, Мурманская область и Карелия при выводе двух блоков Кольской АЭС, а также северо-восток Иркутской области.