С бизнеса соберут на провода

По данным “Ъ”, правительство определилось с механизмом финансирования развития магистральных электросетей в России на ближайшее десятилетие. Инвестиции в строительство ЛЭП до 2032 года оцениваются более чем в 1 трлн руб. Ранее новые сетевые стройки финансировались в основном за счет тарифа на передачу электроэнергии. Теперь решено, что «Россети» получат отдельную надбавку на оптовом энергорынке, которая будет взиматься с промышленных потребителей, а также ряд дополнительных повышающих коэффициентов к своим тарифам. Крупные потребители электроэнергии полагают, что такой подход снижает прозрачность регулирования, аналитики же находят его компромиссным.

«Россети» будут финансировать системные проекты строительства магистральных ЛЭП за счет предоставления сетевой услуги по развитию единой национальной электросети (ЕНЭС). Поручение представить к сентябрю соответствующие согласованные предложения и проекты нормативных актов было дано по итогам июльского совещания у вице-премьера Александра Новака (“Ъ” видел копию поручений).

Де-факто это означает создание отдельной инвестнадбавки для строительства магистральных электросетей, аналогичной договорам на поставку мощности (ДПМ; главный механизм привлечения инвестиций в строительство генерации).

Приоритетные проекты предлагается отбирать в ручном режиме на правительственной комиссии по развитию электроэнергетики.

Как следует из поручений, для увеличения тарифной базы «Федеральная сетевая компания — Россети» (управляет магистральным комплексом) также получит дополнительный повышающий коэффициент резерва мощности к стоимости услуг по передаче электроэнергии. Его размер в поручениях не указан. Помимо этого, набсовет «Совета рынка» (регулятор энергорынков) должен будет продлить до конца 2032 года механизм, согласно которому потери в электросетях компенсируются повышающим коэффициентом. Этим способом ранее оплачивались поставки электроэнергии в новые регионы, по последним открытым данным, коэффициент равнялся 1,1203 (см. “Ъ” от 13 июня 2018 года), теперь его поручено повысить до 1,2.

«Россети» больше года согласовывали с правительством варианты финансирования строительства новых электросетей, заложенных в Генсхему размещения объектов электроэнергетики до 2042 года. Значительные темпы строительства ЛЭП требуют инвестиций в размере 1,042 трлн руб. с НДС до 2032 года. До сих пор тариф на передачу был главным источником финансирования сетевого строительства, но мероприятия Генсхемы потребовали бы наращивать тариф на передачу в среднем на 10% к существующему прогнозу социально-экономического развития в течение пяти лет, посчитал директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим. Против этого подхода выступило Минэкономики, хотя часть регуляторов и участников рынка склонялись к тому, что не следует вводить отдельную надбавку для «Россетей», так как, по сути, ее размер сложно будет чем-то ограничить в будущем.

Программа ДПМ была запущена в ходе реформы РАО «ЕЭС России». Этот нерыночный механизм предполагал заключение с владельцами ТЭС обязательных инвестконтрактов, средства возвращались за счет повышенных платежей за мощность на оптовом энергорынке. Затем аналог ДПМ ввели для АЭС, ГЭС, ВИЭ, энергетики Калининградской области и новых регионов, а также для выравнивания энергоцен на Дальнем Востоке. По завершении программы планировалось, что потребители начнут платить за мощность меньше. Но Минэнерго и энергетики не захотели расставаться с этим денежным потоком, перенаправив его на модернизацию ТЭС и строительство новой большой генерации. Эти надбавки дают сейчас основной вклад в рост конечных энергоцен для потребителей.

Как будет устроен механизм ДПМ для электросетей, пока неясно. Как писал ранее “Ъ”, «Россети» просили ввести на оптовом энергорынке инфраструктурную инвестиционную составляющую, которую участники энергорынка будут оплачивать в зависимости от максимальной пропускной способности ЛЭП и трансформаторов. Период окупаемости по аналогии с ДПМ предлагался в 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% (см. “Ъ” от 9 июня 2025 года).

В Минэнерго и «Совете рынка» “Ъ” не ответили.

В «Россетях» подтвердили, что сейчас прорабатывается механизм оказания новой услуги на оптовом рынке по развитию ЕНЭС, исполнителем которой станет компания. Там добавляют, что доходы от оказания данной услуги будут иметь целевой характер, правительство РФ будет контролировать распределение средств, утверждать перечень проектов, на которые они могут направляться, и график их реализации.

«Сроки действия новых механизмов будут зависеть от потребностей экономики в развитии электросетевого комплекса, которые будут актуализироваться в рамках ежегодной подготовки СиПР (Схема и программа развития электроэнергетических систем России.— “Ъ”) и Генсхемы»,— сообщили в «Россетях».

Потребность в дополнительных средствах там оценивается в более чем 100 млрд руб. ежегодно с горизонтом до 2032 года, учитывая проекты, предусмотренные утвержденной СиПР. Генсхема до 2042 года не предусматривает достаточной детализации сетевых проектов, поясняют в компании.

Предлагаемые новеллы о финансировании отдельных проектов ЕНЭС через новую услугу с ручным отбором на правкомиссии и введении коэффициента резервирования мощности, фактически take-or-pay («бери или плати») на ЕНЭС, создают для ФСК дополнительные источники выручки за пределами сложившейся тарифной системы, указывают в «Сообществе потребителей энергии» (объединяет интересы крупной промышленности).

По мнению ассоциации, экономическая обоснованность этих платежей, порядок контроля расходов и их связь с конкретными инвестиционными проектами требуют подтверждения. «На фоне явных отклонений промышленного спроса и инвестиционных планов от прежних прогнозов необходимо заново оценить потребность в энергостройках и только затем определять механизм их финансирования»,— считают в объединении. Также там подчеркивают, что новые нерыночные надбавки и ручной отбор проектов снижают прозрачность и предсказуемость регулирования, увеличивают нагрузку на промышленных потребителей. «В итоге эти механизмы сами сокращают инвестиции, ради удовлетворения которых создаются. Действующих тарифных инструментов для финансирования необходимых энергостроек вполне достаточно»,— говорят в ассоциации.
Разработка специальных механизмов финансирования инвестиционных проектов для магистральных ЛЭП — следствие недорегулированности ЕНЭС в рамках стандартных механизмов формирования валовой выручки, указывает Сергей Сасим. На его взгляд, механизм привлечения инвестиционного ресурса за счет привлечения средств с оптового рынка выглядит разумным компромиссом. Он позволяет, с одной стороны, привлечь необходимые средства для развития ЕНЭС, а с другой — избежать отклонения от показателей тарифной динамики. При этом, по его мнению, манипуляции с коэффициентом резерва мощности и трансляции потерь сложно обосновать с технико-экономической точки зрения, что создает риск формирования дополнительных искажений в ценообразовании.

Татьяна Дятел, ("Ъ")