Правительство утвердило правила получения надбавок к цене мощности для новых ТЭЦ в Крыму. Строительством станций на 940 МВт в районе Симферополя и Севастополя занимается принадлежащий «Ростеху» «Технопромэкспорт», уже получивший на это 23,7 млрд руб. из бюджета.

Запустить новые блоки планируется в 2017-2018 годах. По оценкам «НП Совет рынка», дополнительная ежегодная нагрузка на оптовый рынок составит примерно 10 млрд руб. в течение пяти лет. Это приведет к росту оптовой цены электроэнергии в первой ценовой зоне более чем на 0,5%.

Согласно постановлению, до 1 июля 2016 года профильные ведомства должны присоединить Крым и Севастополь к оптовому рынку с начала 2017 года. Сейчас Крым считается изолированной энергосистемой, на его территории действуют правила розничного рынка.

После ввода новых электростанций инвесторы смогут получать ежемесячную надбавку к цене на мощность, компенсирующую их капитальные и эксплуатационные затраты. Компенсация положена объектам, утвержденным в неопубликованном распоряжении правительства, в

Минэнерго отказались назвать согласованный круг инвесторов. «Технопромэкспорт» может привлечь банковские кредиты на оставшиеся 46 млрд руб. необходимых вложений, возврат которых обеспечит первая ценовая зона, сообщал в конце декабря Reuters со ссылкой на министра энергетики Александра Новака.

Надбавка учитывает необходимую валовую выручку за вычетом уже полученных бюджетных средств, прибыли от продажи электроэнергии и доходов от продажи мощности. Она выплачивается в течение пяти лет с момента запуска станций и размазывается на потребителей первой ценовой зоны.

При этом срок окупаемости крымских инвестпроектов составит 15 лет, как и для станций, построенных по договорам поставки мощности (ДПМ). Базовая доходность чуть ниже, чем по ДПМ,— 12% против 14%, она будет индексироваться на изменение ключевой ставки (в случае с ДПМ зависела от доходности по долгосрочным государственным облигациям). Как пояснили «Ъ» в «НП Совет рынка», доходность по крымским объектам «отражает конкретные согласованные с банками кредитные условия».

Уровень капитальных затрат для расчетов Минэнерго предлагает «НП Совет рынка» на основе данных инвестора, цифры согласовываются с Минэкономики и ФАС. Если Минэнерго до начала 2017 года не утвердит размер капзатрат, они автоматически устанавливаются в размере 64 млн руб. на 1 МВт. Это выше, чем ранее установленные значения для крупных газовых блоков ДПМ-объектов с учетом инфляции (41-49 млн руб.), но с учетом валютных затрат на оборудование фактические затраты должны расти явно быстрее инфляции, считает источник «Ъ» в инвесткругах.

Также при расчете надбавки учтены эксплуатационные затраты в 114 тыс. руб. на 1 МВт в месяц, что почти соответствует показателям 2014 года для газовой генерации в европейской части России.