doc, 222 кб - BigpowerNews
advertisement
3 августа 2012 г. ЗАКЛЮЧЕНИЕ об оценке регулирующего воздействия на проект приказа Минэнерго России «Об утверждении Методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности)» Министерство экономического развития Российской Федерации в соответствии с пунктом 3 Правил подготовки нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти и их государственной регистрации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 1997 г. № 1009, рассмотрело проект приказа Минэнерго России «Об утверждении Методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности)» (далее – проект акта, Методика - соответственно) и сообщает следующее. Проект акта разработан в соответствии с поручением, содержащимся в пункте 6 постановления Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 года № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода» и с целью прогнозирования доходов от реализации электрической энергии на свободном секторе рынка. При этом цена на поставляемую по договорам мощность определяется в порядке, предусмотренном Правилами определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 апреля 2010 года № 238 (далее – Постановление № 238, Правила определения цены на мощность - соответственно). 1. Методика предназначена для определения уточненного значения доли компенсируемых затрат поставщиков электрической энергии (мощности), отражающей прибыль от продажи электрической энергии, с целью снижения на эту величину платы за мощность по договорам о предоставлении мощности. Методика будет применяться коммерческим оператором оптового рынка для генерирующих объектов тепловых электростанций, строительство которых предусмотрено договорами о предоставлении мощности (далее – ДПМ), а также для генерирующих объектов тепловых электростанций, в отношении которых согласно соответствующим договорам о предоставлении мощности проводится модернизация, реконструкция, техническое перевооружение. Согласно сведениям, представленным в пояснительной записке к проекту акта, ДПМ представляет собой агентский договор с ОАО «ЦФР», которое выступает в роли агента поставщика при продаже мощности покупателям. Сторонами ДПМ являются: - поставщик – генерирующая компания (ОГК или ТГРК); - покупатель мощности – участник оптового рынка электрической энергии и мощности (далее – ОРЭМ); - НП «Совет рынка», ОАО «АТС», ОАО «ЦФР» и ОАО «СО ЕЭС» (ОАО «АТС» перераспределяет обязательства по оплате поставляемой в рамках ДПМ мощности между покупателями ценовой зоны в случае утраты или получения новыми покупателями статуса участника ОРЭМ). Разработчиком проекта акта в пояснительной записке указывается, что в результате договорной компании 2010 года заключено около 30 тысячи ДПМ в отношении 150 генерирующих объектов. При этом Перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по ДПМ, утвержден распоряжением Правительства Российской Федерации от 11 августа 2010 года № 1334-р. 2. Следует отметить, что в рамках процедуры оценки регулирующего воздействия проекта акта 21 июня 2012 года в Минэкономразвития России состоялось совещание с представителями разработчика проекта акта и представителями субъектов предпринимательской и иной деятельности, которых затронет предлагаемое проектом акта регулирование, в целях получения объективной информации в части влияния предлагаемой Методики на всех субъектов в области электроэнергетики. Несмотря на то, что все участники совещания пришли к согласию о необходимости наличия Методики для расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности), мнения участников совещания существенно отличаются в части рассматриваемой редакции Методики. Так, по мнению разработчика проекта акта, новое регулирование в части изменения значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности) позволит избежать увеличения расходов потребителей электроэнергии (мощности) за счет снижения ценовой нагрузки на потребителей. При этом представителями субъектов предпринимательской и иной деятельности (генерирующими компаниями) отмечено, что представленная редакция Методики приведет к недополучению доходов компаниями, владеющими на праве собственности или ином законом основании генерирующим оборудованием тепловых электростанций и осуществляющими поставку электрической энергии (мощности) на ОРЭМ, а также снижении инвестиционной привлекательности отрасли. Участниками совещания было отмечено, что новое регулирование не должно приводить к необоснованным расходам субъектов предпринимательской деятельности в части сохранения государственных гарантий по возврату вложенных средств инвесторов при изменении значения доли компенсируемых затрат один раз в три года. Так, по проекту акта следует выделить ряд замечаний, относящихся к представленной на оценку регулирующего воздействия редакции Методики. 3. Пункты 11 и 20 Методики противоречат Постановлению № 238, поскольку в соответствии с Постановлением № 238 по истечении 3 лет и 6 лет с начала поставки мощности производится расчет уточненного значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии. Применение уточненной величины осуществляется с 1 января 4-го года и с 1 января 7-го года поставки мощности соответственно. Таким образом, при расчете доли компенсируемых затрат должно использоваться только прогнозное значение прибыли от продажи электрической энергии без учета фактического результата предыдущих периодов. Пункты 11-20 Методики представляют собой алгоритм расчета значения коэффициента, отражающего прогнозную прибыль от продажи электрической энергии и значения параметров для проведения указанного расчета. В соответствии с пунктами 11 и 20 Методики при расчете значения доли компенсируемых затрат предполагается учитывать отклонение фактической величины прибыли от энергии, сложившееся ее планового значения в предыдущих при периодах, продаже что не электрической предусмотрено Постановлением № 238, во исполнение которого разрабатывалась рассматриваемая Методика. Подход к расчету и используемые параметры негативно отразятся на субъектах оптового рынка электрической энергии и мощности – поставщиках мощности. Используемые параметры, способ их расчета и значения подобраны так, чтобы снизить оплату мощности по ДПМ, что делает ряд проектов неэффективными. На основании изложенного представляется целесообразным пункты 11 и 20 Методики привести в соответствие с Постановлением № 238 и базовым условиям заключения ДПМ. 4. Замечания по предлагаемым расчетам Методики. 4.1. Прогнозная цена, определяемая путем отбора ценовых заявок покупателей и поставщиков, осуществляемого за сутки до начала поставки на год поставки (далее – прогнозная цена РСВ1, рынок РСВ - соответственно). В пункте 14 Методики предлагается прогнозную цену РСВ на год поставки определять исходя из прогноза цены по одному субъекту Российской Федерации, соответствующему по коэффициенту сейсмичности определенной категории генерирующих объектов. При этом прогноз роста цен на рынке РСВ принимается равным величине роста регулируемых цен на газ для первой ценовой зоны и цен на энергетический уголь для второй ценовой зоны. Однако не учитывается, что покупная цена газа, включающая индексирующиеся по инфляции тарифы газораспределительных организаций и платы за снабженческо-сбытовые услуги (ГРО и ПССУ), растет примерно со скоростью 14%, а не 15% в год. Также не учитывается, что затраты на покупку энергетического угля включат в себя затраты на его транспортировку. РСВ - «рынок на сутки вперед», основой рынка является проводимый конкурентный отбор ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. 1 В качестве примера можно привести расчет тарифа ГРО и ПССУ (на примере Пермского края), из которого видно, что ГРО и ПССУ, растет примерно со скоростью 14% в год (Таблица № 1). Таблица № 1 Пример расчета тарифа ГРО и ПССУ наименования цена на газ (руб.) доля ССУ и ГРО в цене на газ сумма ГРО и ССУ прогнозный темп роста цены на газ прогнозный темп роста ГРО и ССУ темп роста итоговой цены с 1 июля 2012 г. с 1 июля 2013 г. с 1 июля 2014г. с 1 июля 2015г. 2 891,00 3 324,65 3 823,35 4 396,85 8,00% 8,00% 8,00% 8,00% 231,28 245,16 257,90 270,44 1,15 1,15 1,15 1,06 1,05 1,05 1,14 1,14 1,14 Данный подход к прогнозу цены РСВ не представляется корректным, поскольку цены на топливо не являются единственным и определяющим фактором, оказывающим влияние на рост цен на рынке РСВ. Так, ввод каждого ГВт новых мощностей в первой ценовой зоне снижает цену РСВ на 0,6-0,8%. Учитывая суммарный ежегодный ввод порядка 5 ГВт мощностей, снижение цены РСВ составит 3-4%. 4.1.1. В качестве обоснования рассмотрим следующий пример влияния объема вводов ДПМ на цену РСВ. Для наглядности полагаем, что при вводе ДПМ цена газа не меняется, то есть рассматривается влияние на цену РСВ только ввода ДПМ (Таблица № 2) , учитывая ввод порядка 6 ГВт мощностей на период с 1 января 2012 г. по 20 июня 2012 г. Таблица № 2 Пример расчета влияния ввода ДПМ на цену РСВ Средний технологический минимум по году объема выработки станций первой ценовой зоны Торговый график (средняя нагрузка всех станций) Характеристики кривой предложения наклон кривой предложения (производная от предложения) Объем вводов ДПМ Средний Pmin Средний ТГ x0 64 058 76 995 466,42 x' 0,0311 6 000 Прирост потребления Технологический минимум по новым станциям Pmin ДПМ Технологический минимум по старым станциям Pmin старых Типичная ценовая заявка Ценовая заявка ДПМ Средняя цена до ввода ДПМ Средняя цена после ввода ДПМ Снижение цены РСВ с приростом потребления 1000 МВт (при 75% работе) Снижение цены после ввода ДПМ (при 100 % работе) 1 000 50% 75% 700 869 830 3,36% 4,47% Таким образом, учитывая суммарный ежегодный ввод порядка 6 ГВт мощностей, снижение цены РСВ составит 3-4%. Также зависимость цены РСВ от объема вводимых мощностей представлена на графике № 1. График № 1 Пример влияния ввода ДПМ на цену РСВ Црсв, руб/МВтч 1200 1000 800 600 400 200 0 50000 55000 60000 65000 70000 75000 80000 85000 90000 Нагрузка, МВт Предложение до ввода ДПМ Предложение после ввода ДПМ Нагрузка до ввода ДПМ Нагрузка после ввода ДПМ Таким образом можно сделать вывод, что предложенный Методикой подход к прогнозу цены РСВ не представляется корректным, поскольку цены на топливо не являются единственным и определяющим фактором, оказывающим влияние на рост цен на рынке РСВ. 4.1.2. Предлагаемый Методикой прогноз цен в отношении первой ценовой зоны должен осуществляться с учетом роста цены на газ. Таким образом он является завышенным, поскольку не учитывает более низкие темпы роста цен на уголь, изменение структуры генерации, связанные с ростом ее энергоэффективности и снижением себестоимости производства, актуальной балансовой ситуации. Также отмечаем, что участниками публичных консультаций был приведен пример, подтверждающий завышение цены РСВ при расчете ее по предлагаемой Методике. Так, в течение 2011 года и первой половины 2012 года в первой ценовой зоне ввелось более 5 ГВт новой генерации, что существенно снижает темпы роста цены РСВ. К примеру, в Ставропольском крае в мае 2012 года цена РСВ составила 966 руб./МВт*ч при цене 1068 руб./МВт*ч в мае 2011 года. При тех же условиях цена РСВ, рассчитанная по предложенной методике, составила бы 1228 руб./МВт, что подтверждает завышение данного параметра, используемого для расчета прогнозной прибыли. 4.2. Согласно подпункту «д» пункта 12 Методики, не учитывается для целей расчета необходимой валовой выручки разница цены на мощность, поставляемую по ДПМ, определенной с учетом прогноза цен на электрическую энергию, и цены на мощность, определенной по результатам конкурентного отбора мощности, тогда как учет данной разницы предусмотрен пунктом 11 Правил определения цены на мощность. Таким образом, не представляется возможным установить, по какой причине разработчиком проекта акта в подпункте «д» пункта 12 Методики, идет ссылка на пункт 11 Правил определения цены на мощность, который предусматривает противоположный подход расчета. Учитывая изложенное, важно отметить, что вышеуказанное несоответствие ведет к существенному занижению необходимой валовой выручки в 7-10 годах поставки мощности для целей расчета значения доли затрат (далее - Крсв) и к еще большему снижению оплаты мощности, что не будет скомпенсировано соответствующим доходом от продажи электрической энергии генерирующими станциями и приведет к необоснованному электроэнергетику. ухудшению финансовых результатов инвесторов в На основании изложенного представляется целесообразным подпункт «д» пункта 12 Методики привести в соответствие с пунктом 11 Правил определения цены на мощность. 4.3. В пункте 16 Методики используется калорийный эквивалент газа (далее - КЭкв), не соответствующий калорийности газа, которая применялась при установлении тарифов. Тарифы (значение оптовых цен) на газ ФСТ России устанавливала исходя из калорийности газа равной 7900 Ккал, что соответствует КЭкв, равному 1,129. Однако, применяя предложенный Методикой показатель КЭкв равный в 1,143, будет происходить занижение удельной стоимости выработки электрической энергии. При этом цена на газ устанавливалась ФСТ России до 2012 года. Начиная с 2012 года в соответствии с Приказом ФСТ России от 14 июля 2011 года № 165-э/2 «Об утверждении Положения об определении формулы цены газа» определяется формула цены газа. При этом Приказом ФСТ России от 27апреля 2012 года № 71-э/1 «Об установлении понижающего коэффициента, а также коэффициентов, определяющих дифференциацию цен на природный газ по регионам Российской Федерации, являющихся составными частями формулы цены на газ» устанавливаются региональные коэффициенты и значения показателей, используемых для расчета оптовых цен на газ по формуле цены на газ. То есть, начиная с 2012 года ФСТ России не устанавливает значение оптовых цен природного газа. Учитывая вышеизложенное, Методика содержит правовую неопределенность, которая при формальном толковании приведет к регулярному применению цены природного газа, используемой в соответствии с пунктом 17 Методики на уровне 2011 года, что приведет к занижению стоимости топливной составляющей и, как следствие, к некорректному расчету Крсв. 5. В процессе подготовки заключения об оценке регулирующего воздействия были проведены публичные консультации с субъектами предпринимательской и иной деятельности и с субъектами Российской Федерации. Соответствующие запросы были направлены в Торгово-промышленную палату Российской Федерации, Российский союз промышленников организацию малого и и предпринимателей, среднего Общероссийскую предпринимательства общественную «ОПОРА РОССИИ», Общероссийскую общественную организацию «ДЕЛОВАЯ РОССИЯ» и другие, а также в органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Справка о результатах публичных консультаций прилагается. Разработчиком проекта акта отмечается, что с целью создания модернизации и создания новых генерирующих мощностей путем привлечения средств инвесторов разработан специальный механизм, стимулирующий инвестиции в отрасль и обеспечивающий выполнение обязательств инвесторов по вводу генерирующих мощностей, - ДПМ. При этом предполагается снижение платы по ДПМ до экономически обоснованного уровня на 15%- 20%. Следует заметить, что разработчиком проекта акта не было представлено пояснений, каким образом предполагается определить «экономически обоснованный уровень» в 15%- 20%, а также почему такой уровень является экономически обоснованным. Большинством участников публичных консультаций в рамках оценки регулирующего воздействия проекта акта, отмечается, что принятие Методики в текущей редакции с используемыми для целей расчета параметрами генерирующего оборудования приведет к серьезному ухудшению экономических показателей инвестиционных проектов по сравнению с актуальными значениями параметров генерирующего оборудования, в том числе зафиксированными в ДПМ. В качестве обоснований респондентами отмечено, что предлагаемая редакция Методики влечет к негативным финансовым последствиям для проектов ДПМ, снижает инвестиционную привлекательность отрасли, а также не позволяет инвесторам, уже реализовавшим проекты, получить соответствующий возврат вложенных средств. Принятие проекта акта выразится в снижении цены на мощность до 20%, что не будет скомпенсировано соответствующим доходом от продажи электрической энергии генерирующими станциями и приведет к необоснованному ухудшению финансовых результатов инвесторов в электроэнергетику. Переоценка рисков инвестиций в российскую энергетику в конечном итоге может вызвать рост цен на электроэнергию для потребителей. 6. Поскольку разработчиком проекта акта в пояснительной записке не было указано сведений в части оценки положительных и негативных эффектов, порождаемых наличием проблематики принятия проекта акта, а также оценки расходов субъектов, осуществляемых предпринимательскую деятельность, связанных с необходимостью соблюдать закрепляемые за ними обязанности, либо с изменением содержания таких обязанностей, то было подготовлено соответствующее письмо разработчику проекта акта с просьбой разъяснения ряда вопросов по проекту акта, к которому прилагался соответствующий проект заключения об оценке регулирующего воздействия (письмо № Д26и-1749 от 25 июня 2012 года). В свою очередь разработчиком были представлены данные по оценке положительных эффектов, в случае принятия проекта акта (письмо № 69-1360 от 28 июня 2012 года). Положительным эффектом, возникающим в результате утверждения Методики является снижение финансовой нагрузки на потребителей электроэнергии (мощности) вследствие уточнения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электроэнергии, относительно доли, установленной Правилами определения цены на мощность. 6.1. По расчетам НП «Совет рынка», снижение нагрузки потребителей прогнозируется в объеме 30-40 млрд. руб. ежегодно и до 300 млрд. руб. за весь период оплаты мощности по договорам о предоставлении мощности (Таблица №3). Таблица № 3 Сравнительная оценка изменения нагрузки на потребителей млрд рублей 2012 г. Стоимость ДПМ (Крсв установленная 66,4 Правилами) Стоимость ДПМ (Крсв, 66,4 определяемая Методикой) --Отклонения 2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г. 2020 г. 94,6 118,6 173,1 220,7 229,9 227,9 224,4 217,6 92,9 113,2 145,7 177,3 175,4 174,0 170,9 165,2 1,7 5,4 27,4 43,4 53,5 53,9 53,5 52,4 Оценка изменения нагрузки на потребителей и соответственно выручки от реализации субъектов, осуществляющих предпринимательскую деятельность, выполнена в соответствии со следующим алгоритмом, устанавливаемым Методикой (на примере филиала ОАО «Э.ОН Россия» Сургутской ГРЭС-2): - условный расход топлива Сургутской ГРЭС-2 составляет 230 г/кВтч; - коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) – 80%; - коэффициент собственных нужд – 1,033; - доля поставки по регулируемым договорам – 0,17; - число часов использования установленной мощности – 8784; - прогноз цены газа, стоимости транспортировки газа и снабженческих услуг, себестоимости производства электроэнергии определены в соответствии с Методикой; - необходимая валовая выручка рассчитана в соответствии с Правилами. Таблица № 4 Оценка изменения нагрузки на потребителей Годы 2011 г. 2012 г. 2013 г. 2014 г. Рост цены газа --- 1,075 1,15 1,15 Цена газа, руб./тыс. м3 1 982 2 131 2 450 2 818 Стоимость транспортировки и снабженческих услуг, 159 руб./тыс. м3 --Себестоимость, руб./МВт-ч 170 182 194 469 536 614 Прогнозная величина цены электроэнергии на РСВ 870 (Црсв), руб./МВт-ч --Разность Црсв и себестоимости, руб./МВт-ч 935 1 076 1 237 467 539 623 Прибыль от руб./месяц РСВ*, --- 212 283 244 799 282 953 Необходимая валовая выручка, руб./месяц --- 672 835 672 835 672 835 Доля Крсв --- 0,684 0,636 0,579 продажи электроэнергии на * Прибыль от продажи ээ на РСВ = (Црсв/1,033 – Себестоимость)*80%*(1-0,17)*8784/12 Таким образом средняя Крсв при применении в 2013 году будет составлять 0,63 Крсв определенная в соответствии с Правилами составляет 0,71 и подлежит актуализации на четвертый и седьмой год поставки мощности. Следует отметить, что отклонение Крсв относительно значения, предусмотренного Правилами, в зависимости от изменения Црсв может принимать как положительное, так и отрицательное значение. 6.2. Разработчиком также было отмечено, что 27 июня 2012 года состоялось совещание разработчика проекта акта с участием представителей Минэкономразвития России, генерирующих компаний и НП «Совет производителей электроэнергии и стратегических инвесторов электроэнергетики», на котором разработчику проекта акта предложено внести следующие изменения в Методику: - определение оптовых цен, на электроэнергию исходя из темпов роста цен на электрическую энергию на оптовом рынке, предусмотренных прогнозом социальноэкономического развития Российской Федерации; - учет отклонений фактических цен на электрическую энергию на оптовом рынке от прогнозного уровня с учетом фактической нормы доходности инвестированного капитала. Данные изменения, по мнению разработчиков, позволят более точно учесть фактический результат деятельности поставщиков на оптовом рынке электроэнергии при определении ставки платы за мощность по ДПМ. В письме Минэнерго России от 3 июля 2012 года № 09-1398 также отмечается, что принятие проекта Методики с учетом вышеуказанных предложений (об учете отклонений фактических цен на электрическую энергию на оптовом рынке от прогнозного уровня) гарантирует поставщикам компенсацию расходов на мощность без дополнительной ценовой нагрузки на потребителей. При этом, разработчиком проекта акта обращается внимание, что принятие данной поправки «снимет» замечание, содержащееся в пункте 3 настоящего заключения об оценке регулирующего воздействия, поскольку позволит системно и на постоянной основе учитывать накопленные отклонения фактических цен на электрическую энергию от прогнозного уровня. 7. Таким предлагаемой образом, редакции с одной выразится в стороны, принятие снижении цены проекта на акта мощность, в что не будет скомпенсировано соответствующим доходом от продажи электрической энергии генерирующими станциями (вследствие отклонения фактических темпов роста цен на электроэнергию и топливо от прогнозных уровней). Также принятие проекта акта приведет электроэнергетику. к снижению финансовых результатов инвесторов в Однако, в случае принятия проекта акта, снизится финансовая нагрузка на потребителей электроэнергии (мощности) вследствие уточнения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электроэнергии, относительно доли, установленной Правил определения цены на мощность. С другой стороны, в случае непринятия проекта акта в установленный срок, сохранится высокий уровень конечных цен на электроэнергию для потребителей, что негативно отразится на социально-экономических показателях развития страны. По итогам оценки регулирующего воздействия проекта акта, исходя из имеющейся информации, может быть сделан вывод о необходимости доработки проекта акта с административные целью и иные исключения ограничения положений, и вводящих обязанности избыточные для субъектов предпринимательской и иной деятельности или способствующих их введению. Разработчику проекта акта предлагается доработать и утвердить Методику с учетом изложенных в настоящем заключении замечаний до конца 2012 года. Приложение: на 14 л. в 1 экз. Приложение 1 к заключению об оценке регулирующего воздействия на проект приказа Минэнерго России Справка по результатам публичных консультаций, проведенных в целях оценки регулирующего воздействия проекта приказа Минэнерго России «Об утверждении Методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности)» В рамках Минэнерго России оценки «Об регулирующего утверждении воздействия Методики проекта расчета значения приказа доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности)» (далее - проект акта, Методика - соответственно) Департаментом оценки регулирующего воздействия Минэкономразвития России в период с 30 мая 2012 г. по 13 июня 2012 г. проведены публичные консультации с представителями субъектов предпринимательской и иной деятельности и органами исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Проект акта размещался на официальном сайте Минэкономразвития России и направлялся в Торгово-промышленную палату Российской Федерации, Общероссийскую общественную организацию малого и среднего предпринимательства «ОПОРА РОССИИ», Общероссийскую общественную организацию «ДЕЛОВАЯ РОССИЯ», Российский союз промышленников и предпринимателей, а также в субъекты Российской Федерации. В рамках публичных консультаций поступило 7 отзывов от субъектов предпринимательской и иной деятельности (организаций, представляющих интересы указанных субъектов) и от органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации. Большинством участников публичных консультаций в рамках оценки регулирующего воздействия проекта акта, отмечается, что принятие Методики в текущей редакции с используемыми для целей расчета параметрами генерирующего оборудования приведет к серьезному ухудшению экономических показателей инвестиционных проектов по сравнению с актуальными значениями параметров генерирующего оборудования, в том числе зафиксированными в ДПМ. В качестве обоснований респондентами отмечено, что предлагаемая редакция Методики влечет к негативным финансовым последствиям для проектов ДПМ, снижает инвестиционную привлекательность отрасли, а также не позволяет инвесторам, уже реализовавшим проекты, получить соответствующий возврат вложенных средств. Принятие проекта акта выразится в снижении цены на мощность до 20%, что не будет скомпенсировано соответствующим доходом от продажи электрической энергии генерирующими станциями и приведет к необоснованному ухудшению финансовых результатов инвесторов в электроэнергетику. Переоценка рисков инвестиций в российскую энергетику в конечном итоге может вызвать рост цен на электроэнергию для потребителей. Свод замечаний и предложений консультаций по проекту акта прилагается. полученных в результате публичных Свод замечаний и предложений субъектов предпринимательской и иной деятельности, органов исполнительной власти субъектов Российской Федерации по тексту проекта приказа Минэнерго России «Об утверждении Методики расчета значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии, для поставщиков электрической энергии (мощности)» Структурный элемент проекта акта Замечания и (или) предложения Пункт 12 Методики Согласно пункту 12 «д» Методики, разница между ценой КОМ и ценой ДПМ в 11-15 годах поставки не учитывается для целей расчета необходимой валовой выручки, тогда как учет данной разницы предусмотрен постановлением Правительства Российской Федерации № 238 от 13.04.2010 г. (пункт 11 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности). Данное условие ведет к существенному занижению необходимой валовой выручки в 7-10 годах поставки мощности для целей расчета Крсв, и, согласно представленной редакции методики, к еще большему снижению оплаты мощности. Предложено исключить пункт 12 «д» Методики. Кроме того, во исполнение пункта 11 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, необходимо разработать методику долгосрочного прогнозирования цены конкурентного отбора мощности для целей определения разницы между ценой ДПМ и прогнозной ценой КОМ на 11-15 годы исполнения обязательств по поставке мощности. Действующий проект акта противоречит постановлению Правительства Российской Федерации № 238 от 13.04.2010 г. в части расчета величины, указанной в пункте 12 Методики, тексту Договоров о предоставлении мощности, заключенных с потребителями оптового рынка во исполнение Постановление Правительства РФ №1172 от 27.12.2011 г. Предусмотренный пунктом 12 Методики расчет НВВ (необходимой валовой выручки) существенно занижен ввиду не учета величины, указанной в пункте 11 постановления Правительства Российской Федерации № 238. Указанный факт также приводит с снижению коэффициента доли затрат. Автор/ комментарии автора Комментарии Минэкономразвития России ОАО «Энел ОГК-5» Разработчику проекта регламента предлагается ознакомиться с данной позицией и учесть при доработке проекта акта. Учтено при оценке регулирующего воздействия ОАО «ФОРТУМ» 17 Структурный элемент проекта акта Пункты 11-20 Методики Замечания и (или) предложения Предусмотренный пунктом 12 Методики расчет НВВ (необходимой валовой выручки) является заниженным параметром ввиду не учета величины, указанной в пункте 11 Правил определения цены на мощность, продаваемую по договорам о предоставлении мощности, утвержденных постановления правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности», что приводит к некорректному расчету доли компенсируемых затрат. Пункты 11-20 Методики представляют собой алгоритм расчета значения коэффициента, отражающего прогнозную прибыль от продажи электрической энергии и значения параметров для проведения указанного расчета. Подход к расчету и используемые параметры негативно отразятся на субъектах оптового рынка электрической энергии и мощности – поставщиках мощности. Используемые параметры, способ их расчета и значения подобраны так, чтобы снизить оплату мощности по ДПМ, что делает ряд проектов неэффективными. Общий отрицательный финансовый результат ОАО «Фортум» на 10 летнем горизонте проектов ДПМ относительно значений параметров, получаемых из ранее подписанных ДПМ, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 238 от 13.04.2010 г., иных актуальных параметров инвестиционных проектов (при подстановке их в алгоритм методики) составит 9,27 млрд. рублей. 1) пунктом 13 Методики установлены завышенные коэффициенты использования установленной мощности. Фактический КИУМ угольного блока каширской ГРЭС (объект ДПМ) в 2011 году составил 0,36 в то время как методикой для соответствующего блока установлена величина 0,85. 2) пунктами 14 и 15 Методики предусмотрено определение прогнозной цены РСВ исходя из фактически сложившихся цен РСВ в нескольких регионах с учетом индексов, отражающих рост цен на газ и уголь, – это ведет к завышению прогнозной цены РСВ и, следовательно, к занижению коэффициента Крсв. 3) пунктами 16 и 19 методики установлены заниженные удельные расходы условного топлива (УРУТ). Например, фактический УРУТ Сочинской ТЭС (объект ДПМ) составил 265,9 гут/кВтч. В соответствии с методикой для Сочинской Автор/ комментарии автора Комментарии Минэкономразвития России НП «Совет производителей энергии», Российский союз промышленников и предпринимателей ОАО «ФОРТУМ» Разработчику проекта регламента предлагается ознакомиться с данной позицией при доработке проекта акта. Частично учтено при оценке регулирующего воздействия ООО «ИНТЕР РАО электрогенерацией»_ – Управление 18 Структурный элемент проекта акта Замечания и (или) предложения ТЭЦ предусмотрен УРУТ 230 грамм. Занижение этого параметра также ведет к занижению коэффициента Крсв. 4) Пунктом 20 Методики предусмотрен учет отклонения фактической величины прибыли от продажи электроэнергии от плановой, что не предусмотрено ни постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности» ни иными нормативными правовыми актами. Данный параметр значительно снижает коэффициент Крсв. 1) Из проекта Методики очевидно не следует, в какой момент производится расчет доли затрат на год X. Если такой расчет производится в предыдущем году (X-1), то в этот момент еще не известна фактическая цена РСВ за год X-1. Какой год в таком случае берется за базовый для прогнозирования цены РСВ (формула №5 в п.15)? Цена вопроса – около 30 млрд. руб. (выбор года X-2 вместо X-1 снижает стоимость проектов ДПМ примерно на эту величину). 2) В соответствии с пунктом №20 Методики для некоторых категорий объектов расчет отклонения прибыли от продажи электрической энергии от её планового значения (∆Пр) кажется нелогичным: 1. Для объектов, введенных с середины 2009 года по январь 2011 года, первый перерасчет Крсв (в период с 2013 по 2014 годы) вообще не предполагает корректировку на ∆Пр. 2. При расчете ∆Пр от продажи электроэнергии на РСВ, не учитывается дельта прибыли за 2012 год даже для тех проектов, которые осуществляли поставку мощности в 2012 по нормативному Крсв (например, проекты, введенные в середине 2011 года). 3. Для объектов, введенных с января 2008 по январь 2009 года, второй перерасчет Крсв (в 2014 и 2015 годах) не предполагает корректировку на ∆Пр. Данный Проект акта предполагает корректировку доли компенсируемых затрат на ∆Пр только при переходе от нормативной доли к рассчитанной по методике. Тогда как, по нашему мнению, представляется логичным проводить корректировку на расхождение фактической и прогнозной выручки от продажи электроэнергии на РСВ при каждом пересчете Крсв. Автор/ комментарии автора ЗАО «Фонд стратегического развития энергетики «Форсайт» Комментарии Минэкономразвития России 19 Структурный элемент проекта акта Пункт 16 Методики Замечания и (или) предложения Пункты 11 и 20 Методики противоречат постановлению Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности». В соответствии с Постановлением по истечении 3 лет и 6 лет с начала поставки мощности производится расчет уточненного значения доли компенсируемых затрат, отражающей прогнозную прибыль от продажи электрической энергии. Применение уточненной величины осуществляется с 1 января 4-го года и с 1 января 7-го года поставки мощности соответственно. Таким образом при расчете доли компенсируемых затрат должно использоваться только прогнозное значение прибыли от продажи электрической энергии без учета фактического результата предыдущих периодов. В соответствии с пунктами 11 и 20 Методики при расчете значения доли компенсируемых затрат предполагается учитывать отклонение фактической величины прибыли от ее планового значения при продаже электрической энергии, сложившееся в предыдущих периодах, что не предусмотрено постановлением Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности» во исполнение которого разрабатывалась рассматриваемая Методика. На основании изложенного считаем необходимым пункты 11 и 20 Методики исключить, как противоречащие постановлению Правительства Российской Федерации от 13.04.2010 № 238 «Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности» и базовым условиям заключения ДПМ. Согласно пункту 16 Методики, величина удельных расходов на оплату услуг по транспортировке газа рассчитывается путем индексации за период с 1 января 2011 года до 1 января года поставки в соответствии с изменением индекса потребительских цен. Данные темпы роста не соответствуют фактическому росту цен на транспортировку газа (по официальным данным рост в 2010 составил в-среднем 39.5%, в 2011 – 26.4%, в 2012 – 14.8%, при этом рост ИПЦ в 2009 и 2010 годах составил 8.8%, в 2011 – 6.1%). Автор/ комментарии автора Комментарии Минэкономразвития России НП «Совет производителей энергии», Российский союз промышленников и предпринимателей ОАО «Энел ОГК-5» Разработчику проекта регламента предлагается ознакомиться с данной позицией при доработке проекта акта. Учтено при оценке регулирующего воздействия 20 Структурный элемент проекта акта Считаете ли Вы завышенными следующие показатели: А) прогноз цен РСВ? Б) КПД объектов генерации? В) уровень загрузки объектов ДПМ? Замечания и (или) предложения В пункте 16 Методики используется КЭкв – калорийный эквивалент газа, не соответствующий калорийности газа, которая применялась при установлении тарифов. Тарифы (значение оптовых цен) на газ ФСТ России устанавливала исходя из калорийности газа равной 7900 Ккал, что соответствует КЭкв, равному 1,129. В итоге происходит занижение удельной стоимости выработки электрической энергии. - Считаем некорректным прогнозирование роста цены РСВ, основанное исключительно на росте цены на газ, т.к. помимо роста цены на газ существуют иные факторы, влияющие на цену. Например, за последний год в 1-й ценовой зоне ввелось более 5 ГВт новой высокоэффективной генерации, что существенно снизило темпах роста цены РСВ, при этом вводы новой тепловой и атомной генерации, согласно утвержденной программе ДПМ, продолжатся до 2017 г. - Прогноз цены РСВ должен осуществляться в соответствии с методикой долгосрочного прогнозирования, учитывающей все факторы, влияющие на формирование цены, разработанной на площадке НП «Совет рынка» с участием всех заинтересованных сторон. А) Прогноз цен РСВ является завышенным, т.к. исходные данные для перспективных оценок приняты не обоснованно завышенными, а сам метод индексации цен(тарифов) на перспективу не должен применяться. Индексация – программирование отрицательных факторов на перспективу. Нужны другие экономические оценки для перспективных расчётов. Б) Прогноз КПД генерации на весь диапазон прироста мощностей слишком оптимистичен. В) С уровнем загрузки новых электростанций можно согласиться, но предпочтительнее было для всех новых ТЭС предусмотреть базовый режим работы, вытеснив в полубазисную и полупиковую часть графика нагрузок старые существующие ТЭС и конденсационные хвосты ТЭЦ. А) Предлагаемый прогноз цен в отношении первой ценовой зоны должен осуществляться в строгом соответствии с ростом цены на газ. Таким образом он является завышенным, поскольку не учитывает более низкие темпы роста цен на уголь, изменение структуры генерации, связанные с ростом ее энергоэффективности и снижением себестоимости Автор/ комментарии автора Комментарии Минэкономразвития России НП «Совет производителей энергии», Российский союз промышленников и предпринимателей ОАО «Энел ОГК-5» Торгово-промышленная Федерации ОАО «ФОРТУМ» палата Российской Разработчику проекта регламента предлагается ознакомиться с данной позицией и учесть при доработке проекта акта. Частично учтено при оценке регулирующего воздействия 21 Структурный элемент проекта акта Замечания и (или) предложения производства, актуальной балансовой ситуации. Б) КПД объектов генерации завышен (53%). В подписанных с покупателями и согласованными с государством ДПМ указаны индивидуальные КПД объектов генерации, считаем, что данные параметры должны быть приведены в соответствие с ДПМ. В) Уровень загрузки объектов ДПМ (КИУМ) в проекте методики взят единым и также завышен - 80%. Следует предусмотреть дифференциацию КИУМ с учетом реальных значений объекта генерации, особенностей развития балансовой ситуации в его зоне свободного перетока мощности. А) Прогноз цен РСВ Прогноз цен РСВ на 2012-2016 гг. является, по нашим оценкам, существенно завышенным, так как вводы ДПМ приводят к снижению цен и отставанию темпов роста цен РСВ от цен на газ. Кроме того, прогноз цен РСВ не совпадает ни с одним прогнозом, принятым госорганами. В частности, прогноз не соответствует: - Прогнозным показателям МЭР РФ до 2030 г. - Методике прогнозирования цен, разработанной НП «Совет Рынка». Исторически темпы роста цен РСВ с 2007 по 2012 гг. отставали от темпов роста цен на газ. Завышенный темп роста цен РСВ относительно цен на газ является главным недостатком предложенной методики. Б) КПД объектов генерации КПД объектов генерации в целом соответствует нормативным показателям станций при работе в базовом режиме. В случае частых пусков-остановов станций и работе при неполной загрузке ГТУ, показатель КПД будет ниже, указанного в проекте документа. В целом мы считаем показатель адекватным для данной методики. В) Уровень загрузки объектов ДПМ. Прогнозная оценка КИУМ (коэффициента использования установленной мощности) требует дополнительного анализа. Так, например, КИУМ 80% для ПГУ является корректным при условии: - Отсутствия значительного избытка мощностей. - Отсутствия сетевых ограничений на выдачу мощности Автор/ комментарии автора ЗАО «Фонд стратегического развития энергетики «Форсайт» Комментарии Минэкономразвития России 22 Структурный элемент проекта акта Замечания и (или) предложения Автор/ комментарии автора объектов ДПМ. - Отсутствия иных причин приводящих к разгрузке генерирующих объектов по инициативе СО, либо неотбору блоков в ВСВГО. В текущей ситуации: - Уровень резерва мощности в первой ценовой зоне ЕЭС к 2015 г., по нашим оценкам, превысит 40%, что говорит о наличии избытка мощностей. - Сетевые ограничения по нашим оценкам, которые могут привести к разгрузке новых блоков ПГУ, имеют место как минимум в двух ЗСП: ЗСП-8 и ЗСП-9. - С вводом новых блоков АЭС в системе вероятен дефицит резерва на разгрузку, что может приводить к разгрузке ПГУ по команде СО. Фактический уровень загрузки проектов ДПМ в 2011 году в зависимости от объекта варьировался от 22% до 89%, а в среднем составил 62%. Исходя из вышеизложенных фактов, на наш взгляд, вопрос требует дополнительной проработки. Прогноз цен РСВ В пункте 14 Методики предлагается прогнозную цену РСВ на год поставки определять исходя из прогноза цены по одному субъекту Российской Федерации, соответствующему по коэффициенту сейсмичности определенной категории генерирующих объектов. При этом прогноз роста цен на РСВ принимается равным величине роста регулируемых цен на газ для первой ценовой зоны и цен на энергетический уголь для второй ценовой зоны. Однако не учитывается, что покупная цена газа, включающая индексирующиеся по инфляции тарифы ГРО и ПССУ, растет примерно со скоростью 14%, а не 15% в год. Также не учитывается, что затраты на покупку энергетического угля включат в себя затраты на его транспортировку. Данный подход к прогнозу цены РСВ является некорректным, поскольку цены на топливо не являются единственным и определяющим фактором, оказывающим влияние на рост цен на РСВ. Так, ввод каждого ГВт новых мощностей в I Ценовой зоне снижает цену РСВ на 0,6-0,8%. Учитывая суммарный ежегодный ввод порядка 5 ГВт мощностей, снижение цены РСВ составит 3-4%. НП «Совет производителей энергии», Российский союз промышленников и предпринимателей Комментарии Минэкономразвития России 23 Структурный элемент проекта акта Замечания и (или) предложения В настоящее время в НП «Совет рынка» проводится активная работа по разработке Методики прогнозирования цен РСВ, создана соответствующая рабочая группа, включающая в себя представителей всего рыночного сообщества. В этой связи предлагаем для прогноза цен РСВ использовать указанную Методику прогнозирования цен РСВ. КПД объектов генерации В договорах о предоставлении мощности по каждому объекту генерации зафиксировано значение КПД исходя из которого может быть произведен расчет удельного расхода условного топлива (123/КПД). Вместе с тем в соответствии с пунктами 16 и 19 Методики удельный расход условного топлива (в единицах условного топлива) на выработку электроэнергии для всех генерирующих объектов газовой генерации принят на уровне 230 грамм условного топлива на 1 КВтч., по угольной генерации – 300 грамм. По нашему мнению расчет средневзвешенного значения удельного расхода условного топлива должен осуществляться исходя из индивидуальных значений КПД, зафиксированных в ДПМ для объектов генерации соответствующих категорий. Уровень загрузки объектов ДПМ В пункте 13 Методики определены значения коэффициентов использования установленной мощности для генерирующих объектов газовой генерации – от 0,75 до 0,8 и угольной генерации – от 0,8 до 0,85. В соответствии с отчетом «Оценка влияния вновь введенных объектов ДПМ на цены РСВ в 2011 году», подготовленным НП «Совет рынка» в январе 2012 года, в 2011 году объекты ДПМ проработали со средним КИУМ равным 54% (при этом значения были в диапазоне от 17% до более чем 70%). Одновременно ценовые заявки в отношении объектов ДПМ в 2011 году были ниже уровня равновесных цен РСВ в среднем на 35%. Сложившаяся ситуация подтверждает тот факт, что в условиях требования со стороны антимонопольного законодательства о подачи экономически обоснованных заявок и предоставления всего возможного объема электрической энергии на рынок КИУМ генерирующего объекта определяется факторами, не зависящими от участника Автор/ комментарии автора Комментарии Минэкономразвития России 24 Структурный элемент проекта акта В целом по проекту акта В целом по проекту акта Замечания и (или) предложения рынка. Так, например, все генерирующие объекты ДПМ угольной генерации второй ценовой зоны расположены на ТЭЦ, КИУМ которых исторически не превышает 60-70% ввиду ограниченности периода работы в теплофикационном режиме. В связи с изложенным представляется обоснованным устанавливать значение КИУМ на уровне среднего значения, сложившегося по проектам ДПМ соответствующей ценовой зоны. Для новых объектов предлагаем использовать среднее значение фактически сложившегося за три предшествующие дате расчета года КИУМ генерирующих объектов, составляющих 15% от наиболее экономичных генерирующих объектов соответствующей зоны свободного перетока. Методика в существующей редакции, представленной на обсуждение, существенно завышает прогнозную прибыль и, как следствие, снижает оплату мощности по Договорам о предоставлении мощности. В итоге гарантированные государством условия и сроки возврата инвестиций в объекты ДПМ будут нарушены, следовательно, данный проект Методики не является оптимальным решением. Темпы роста цен на услуги по транспортировке газа должны соответствовать темпам роста цены на газ. Выбранный вариант совершенствования платежей по ДПМ не может быть оптимальным по определению, так как преследует ущербные для экономики цели. Процветание одной электроэнергетики не может заменить экономический ущерб от стагнации промышленности. Сегодня актуальным представляется следующие меры: - определиться с каждой энергетической стройкой в отдельности и не приступать к строительству ещё не начатых строится новых электростанций не зависимо от их типа и форм собственности; - реконструкцию действующих электростанций осуществлять за счёт финансовых средств их собственников, исключив эти объекты из системы ДПМ. Эти энергостройки должны окупиться на ОРЭМ без перекладывания рисков на потребителей; - предложить всем промышленным предприятиям с заявленной для технологического присоединения э/нагрузок новых производств 10МВт и выше выполнить ТЭО строительства собственных энергоисточников когенерации Автор/ комментарии автора Комментарии Минэкономразвития России ОАО «Энел ОГК-5» Разработчику проекта регламента предлагается ознакомиться с данной позицией и учесть при доработке проекта акта. Частично учтено при оценке регулирующего воздействия Торгово-промышленная Федерации Разработчику проекта регламента предлагается ознакомиться с данной позицией. Не может быть учтено при оценке регулирующего воздействия в виду отсутствия обоснования. В заключении об оценке регулирующего воздействия рассматривается регулирование, которое предлагается проектом акта палата Российской 25 Структурный элемент проекта акта В целом по проекту акта Замечания и (или) предложения исходя из условий самоэнергообеспечения новых производств по сравнению с вариантом покупки электроэнергии с ОРЭМ и строительства собственных котельных (раздельное энергоснабжение) и принять бизнес – решение по этому вопросу. Минэнерго России обеспечить методическое руководство этими расчётами; - аналогичные расчёты должны быть проведены СРФ для всей коммунальной энергетике; - Минэнерго России по результатам таких расчётов и пронятыми решениями о развитии промышленной и коммунальной энергетики откорректировать схему развития и размещения электростанций различного типа по территориям всех СРФ; - поручить Минэнерго России организовать и провести конкурсный отбор независимых инвесторов для строительства электростанций межрегионального значения, запретив участвовать в этом конкурсе всем ОГК и ТГК (у них задачадостроить уже начатые строительством э/станции, но на новых договорных условиях с Правительством). Независимые инвесторы должны получить право на строительство электростанции на конкретной площадке на условиях договоров возмездного финансирования или энергосервисных контрактов или других финансовых механизмов. Реализация этого условия существенно усилит конкуренцию на ОРЭМ. (Опыт США тому подтверждение); - поручить СРФ провести аналогичные тендеры для строительства новых коммунальных ТЭЦ . Предложенный комплекс мер мог бы стать запуском действительно конкурентного развития э/энергетики с привлечением финансовых средств с рынка капитала и, что самое главное, без излишних финансовых обременений потребителей э/энергии. В этом и заключался смысл и целевые установки реформы электроэнергетики. Проектом акта предусмотрено использование в качестве расчетных коэффициентов не фактически достижимых параметров оборудования, реальных характеристик топлива, достоверных прогнозов и фактических за прошедший период показателей, а некоторых эталонных показателей, что ведет к занижению коэффициента Крсв. Совокупно перечисленные факторы приведут к снижению Автор/ комментарии автора ООО «ИНТЕР РАО – Управление электрогенерацией»_ Комментарии Минэкономразвития России Разработчику проекта регламента предлагается ознакомиться с данной позицией. Не может быть учтено при оценке регулирующего воздействия в виду отсутствия 26 Структурный элемент проекта акта В целом по проекту акта Замечания и (или) предложения выручки по ДПМ. Так по десяти инвестиционным проектам из пятнадцати, реализуемым генерирующими компаниями Группы ИРАО ЕЭС в рамках ДПМ, модельные расчеты с применением положений методики показывают снижение выручки за весь период действия ДПМ от 28% до 51% относительно расчетов с использованием значений Крсв, зафиксированных в ДПМ. Такое уменьшение выручки по ДПМ приведет к убыточности ряда проектов по ДПМ. Положения документа приведут к снижению доверия инвесторов к инвестициям в Российскую энергетику, и может оказать негативное влияние на инвестиционный климат в стране. Переоценка рисков инвестиций в российскую энергетику в конечном итоге вызовет рост цен на электроэнергию для потребителей. Кроме того, предложенный вариант Методики может привести, по нашей оценке, к резким изменениям тарифа ДПМ, что создает риски как на стороне инвесторов, так и на стороне потребителей. Так по нашим расчетам: Проект дает снижение конечной цены на электроэнергию от 1 до 3 коп./кВтч в 2012-2016 гг., а также Приведет к скачкообразному росту тарифа ДПМ в 2017-2018 гг., частично компенсирующим убытки 2012-2017 гг. Требуется выбрать более сбалансированный вариант Методики. Стоимость проектов ДПМ, по нашим оценкам, в базовом сценарии снизится на 5-10%, что приведет к потерям инвесторов в размере до 70 млрд. руб. Сокращение денежных потоков по проектам ДПМ и увеличение рисков окажет негативное влияние на состояние кредитного портфеля банков выдавших кредиты под проекты ДПМ.Повышение рисков, в конечном итоге, приведет к росту цен на электроэнергию для конечного потребителя, так как при возникновении необходимости в привлечении новых инвестиций в энергетику: - инвесторы потребуют более высокую доходность. - число желающих инвестировать в российскую энергетику сильно сократится. Автор/ комментарии автора Комментарии Минэкономразвития России обоснования. ЗАО «Фонд стратегического развития энергетики «Форсайт» Разработчику регламента ознакомиться позицией. проекта предлагается с данной
