В феврале 2017 года стоимость электроэнергии для юрлиц резко возросла. В регионах УрФО, по данным гарантирующих поставщиков, скачок составил от 12 до 20% в зависимости от уровня напряжения. Энергосбытовые компании, ссылаясь на ОАО «Администратор торговой системы», объяснили рост тарифов увеличением цены на мощность на оптовом рынке сразу на 50%.

«В зависимости от составляющей мощности гарантирующие поставщики были вынуждены увеличить конечный тариф для юрлиц. К сожалению, мы никак не можем повлиять на этот процесс», – рассказал «Правде УрФО» представитель одной из энергосбытовых компаний.

Как сообщили «Правде УрФО» в АО «ЭК Восток» (является ГП в Курганской области, Тюмени, Ноябрьске и Сургуте), их потребители получили платежки в среднем на 14,5% больше относительно января. Аналогичные данные приводят ГП Свердловской, Челябинской, Тюменской областей, ХМАО-Югры и других регионов России.

«Причиной такого увеличения цен является скачок роста стоимости мощности на оптовом рынке, где поставщики закупают энергию – с 405,17 тыс. руб./МВт в январе 2017 года до 615,64 тыс. руб./МВт в феврале. Кроме того, положение усугубилось тем, что февраль – более короткий месяц, чем январь, что увеличивает влияние стоимости мощности на цену кВт*ч в ваших счетах. Такой скачок цен на оптовом рынке связан с неравномерностью распределения цен и фактических объемов потребления мощности, который определяется ОАО «АТС» – администратором оптового рынка электроэнергии. К сожалению, оказать непосредственное влияние на процесс ПАО «Пермэнергосбыт» не может. Согласно нашему прогнозу, рост цен в марте 2017 года по отношению к январю 2017 года составит 5-15% в зависимости от уровня напряжения. Таким образом, стоимость по отношению к февралю может снизиться на 5-7%», – отметили в пресс-службе ПАО «Пермэнергосбыт».

В пресс-службе ОАО «МРСК Урала» (контролирует АО «Екатеринбургэнергосбыт») заявили, что основной фактор изменения цены электроэнергии на ОРЭМ связан с изменениями, которые были внесены в договор о присоединении к торговой системе оптового рынка и приняты на заседании наблюдательного совета ассоциации «НП Совет рынка» 28 февраля. В частности, они связаны с уточнением порядка доли затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии.

«Указанные изменения правил цены ДПМ, по мнению экспертов, позволили окончательно сформировать механизм ценообразования по ДПМ, но, к сожалению, это повлекло увеличение цены на рынке как для юридических лиц, так и для сетевых компаний, за исключением населения, в среднем, в 1,5 раза. До момента получения пояснений и официальных комментариев от администратора торговой системы прогнозировать дальнейшее изменение цены затруднительно», – резюмировал представитель компании.

Пока ни «АТС», ни НП «Совет рынка» не дают официальных пояснений касаемо роста цены на мощность, однако гарантирующие поставщики объясняют его увеличением роста платы по ДПМ.

«В соответствии с правилами оптового рынка все участники обязаны оплачивать новую генерацию, строящуюся в рамках программы ДПМ. С января 2017 года произошел рост оплаты по ДПМ. Действие указанного фактора проявилось в цене за февраль и выразилось ее ростом. Цена на мощность за январь 2017 года не учитывала фактического роста стоимости покупки по составляющей ДПМ, и данный рост был учтен АО «АТС» в феврале 2017 года», – указывают в одной из энергосбытовых компаний.

Участники рынка также указывают, что увеличение цены на мощность обусловлено вводом в эксплуатацию дорогостоящих энергоблоков АЭС «Росатома».

«Основным фактором, который обуславливает рост цены трансляции мощности для конечного потребителя на 30% в 2017 году по отношению к 2016 году, является ввод атомных энергоблоков суммарной мощностью 2 ГВт на Белоярской АЭС и Нововоронежской АЭС-2 по цене 3,5 млн руб./МВт, что в 10 раз выше средней цены на мощность по рынку. Таким образом, доля АЭС в цене мощности для потребителя выросла с 8% в 2016 году до 29% в 2017 году», – пояснил «Правде УрФО» собеседник издания на энергорынке.

Представитель одной из генерирующих компаний уточнил «Правде УрФО», что 4 энергоблок БАЭС был введен в промышленную эксплуатацию в ноябре 2016 года, однако в ДПМ включен только с 2017 года. Также в 2017 году на ОРЭМ вышел и энергоблок Нововоронежской АЭС-2. Всего же атомщики «подарили» рынку 2 ГВт мощности. При этом, если средняя цена мощности по АЭС составляет порядка 3,5 млн рублей за МВт, то у Белоярской она достигает 3,8 млн рублей. Кроме того, отметил собеседник издания, цена трансляции мощности на текущий месяц рассчитывается по предыдущему, поэтому январское повышение отразилось только в феврале.

«Но есть еще дельта, которая рассчитывается, исходя из разницы прошлого месяца и позапрошлого, чтобы компенсировать недобор или перебор стоимости мощности в прошлом месяце. Цена на мощность ОРЭМ может меняться каждый месяц, потому что новые вводы по ДПМ, например, учитываются не с начала следующего года, а сразу. Например, ввели бы Белоярку в промэксплуатацию в марте, – она бы учитывалась по ДПМ с марта, а в цену трансляции попала в апреле. Так же учитываются выводы из ДПМ, которых пока не было», – пояснил участник рынка.

По словам собеседника издания, на масштабный ввод атомной генерации наслоились некоторые особенности механизма ДПМ, также повлиявшие на рост цены мощности.

«Для атомщиков и гидроэнергетики ДПМ называются договорами купли-продажи мощности, поскольку, когда ДПМ разрабатывали, они не попали в список. Тем не менее, позже они включились в этот тренд, и механизм для них был полностью скопирован с ДПМ. Сейчас начался 7-й год реализации ДПМ. Механизм рассчитан на 15 лет. Последние 5 лет мощность будет оплачиваться по цене КОМ, которая ниже примерно в 4-5 раз. Поэтому в механизме формирования цены ДПМ с 7-го по 10-ый год мощность оплачивается как сумма цены первых 6 лет и дельты между этой ценой и ценой КОМ. То есть с 7-го по 10-й год они добирают все, что недополучат с 10 по 15 год. И на этот фактор одновременно наслоился масштабный ввод по ДПМ у атомщиков», – пояснил «Правде УрФО» собеседник в одной из генерирующих компаний.

В ПАО «ОГК-2» (контролируется ООО «Газпром энергохолдинг) называют еще один фактор повышения цены на мощность: в 2017 году произошла корректировка коэффициента рынка на сутки вперед (РСВ). Уточним, когда в 2010 году государство заключало договоры о предоставлении мощности (ДПМ) с генерирующими компаниями, предполагалось, что возврат инвестиций будет обеспечиваться за счет повышенной платы за мощность, а также рыночной составляющей.

«В итоге оказалось, что с рынка добрать часть средств не удалось, в связи с чем в 2017 году была проведена корректировка платы за мощность в сторону увеличения», – пояснил «Правде УрФО» представитель «ОГК-2». По разным оценкам, на РСВ генераторы должны были добирать от 20 до 30%, остальная часть возврата инвестиций гарантированно обеспечивалась платой за мощность.

Эксперты и участники рынка называют вполне очевидные последствия резкого и непредсказуемого роста стоимости электроэнергии для юрлиц. Причем прогнозы в большинстве своем предусматривают самые пессимистичные сценарии: от роста себестоимости продукции широкого потребления с высокой энергосоставляющей до сокращения сотрудников на предприятиях.

Гарантирующие поставщики при этом ссылаются на и без того растущий кризис неплатежей, который, по их оценкам, будет только усугубляться на фоне роста стоимости электроэнергии. Отметим, что повышение стоимости электроэнергии будет наиболее ощутимо для потребителей высокого напряжения, к которым относится большинство крупных промпредприятий.

«Правда УрФО» продолжит следить за развитием событий.