Аналитик ИФД "КапитаЛЪ": в определении ценообразования мощности в пределах рынка мощности еще много непонятного

"Газпром в настоящее время пытается перенести территориально некоторые проекты строительства новых энергомощностей, тем самым, сделав акцент на наиболее необходимых и перспективных с т.з. региона", - прокомментировал корреспонденту руководитель отдела акций департамента рыночных исследований "ИФД КапитаЛЪ" Константин Гуляев.

Например, проект в 180 Мвт предлагается перенести из ТГК-1 в Сочи, проекты мощностью более 1250 МВт - в Мосэнерго из "дочек" (ОГК-2, ОГК-6, ТГК-1). "В условиях снижения инвестиционных возможностей из-за кризиса, учитывая дефицит инвестпрограмм генкомпаний Газпрома на больше чем 330 млрд. руб. до 2012 г., действия газового монополиста логичны", - пояснил Гуляев.

В целом отметил аналитик, у Газпрома не самые наилучшие ОГК с т.з. топливной эффективности и рентабельности. "У ОГК-6 самая высокая среди ОГК себестоимость производства электроэнергии, поэтому компания "выезжает" в большой мере благодаря более высоким регулируемым тарифам, которые формируются по схеме "затраты-плюс". У ОГК-2 самая высокая среди ОГК долговая нагрузка. Рентабельность этих активов по EBITDA почти вдвое более низким, чем в среднем по ОГК", - пояснил Гуляев.

Со слов генерального директора "Газпром энергохолдинга" Дениса Федорова в интервью изданию "Коммерсантъ" с целью того чтобы не допустить кардинального роста тарифов в среднесрочной перспективе, нужно отделить рынки старой мощности от рынка новой мощности. Согласно точке зрения Федорова, нужны принципиальные решения по поводу того, что совместно с договорами на поставку мощности (ДПМ) утверждался и долгосрочный рынок мощности. Согласно его словам, эти договоры можно выделить в отдельный блок и определить, по каким правилам будет функционировать новый рынок. С этой целью должна быть эталонная стоимость газовой и угольной электростанций в надежде на 1 кВт, которая будет компенсирована инвестору через тариф на мощность в течение десяти-пятнадцати лет с определенной ставкой нормы прибыли на вложенный капитал.

"Мы предлагаем два варианта возврата инвестиций в новую мощность. Первый предполагает, что 100% затрат возвращаются из тарифа на мощность. Тогда мы устанавливаем потребительские цены на электроэнергию, эквивалентные топливной составляющей, что означает продаем энергию по себестоимости. Второй вариант состоит в том, что тариф на мощность отбивает 85% затрат в течение, скажем, 15 лет, а также в данном случае на рынке энергии совсем никто не вводит никаких ограничений, никаких механизмов сглаживания цены. И никаких принципов двух маржиналок, которыми так активно всех пугают, ни в каком из предлагаемых вариантов нет и ни в коем случае быть не может", - сообщил он.

Со слов аналитика "ИФД КапитаЛЪ", в определении ценообразования мощности в пределах рынка мощности еще много непонятного. "Нужна адекватная оценка старой и новой мощности, а кроме того определение факторов, которые на нее именно влияют. Например, должна ли учитываться плата за присоединение к сетям", отметил Гуляев.

Помимо того, добавил аналитик, полностью исключить рыночную составляющую из цен на электроэнергию вряд ли возможно, т.к. тогда непонятно, как будет функционировать конкурентный рынок э/э, если вся инвестсоставляющая будет заложена только в плате за мощность. Стимулов для энергоэффективности будет меньше, считает эксперт.