Цена вопроса

Реструктуризация РАО ЕЭС завершилась десять лет назад. Но Дальний Восток остается за рамками преобразований, местная энергетика не приблизилась к свободному рынку. С 2011 года дальневосточные теплоэнергетические и сетевые активы переданы в «РусГидро». Тепловая генерация в ДФО серьезно изношена: средний возраст ТЭС здесь составляет 36 лет, что на четыре года больше, чем в остальной России. На фоне устаревших ТЭС гидрогенерация смотрится достаточно молодой — более половины мощностей младше 20 лет.

Но по росту потребления электроэнергии экономика ДФО выгодно отличается от остальной России. Благодаря реализации ряда крупных инфраструктурных проектов темп роста спроса на энергию за десять лет в среднем по региону составил 20%, а в отдельных субъектах, таких как Амурская область и Сахалин, до 50%. Для сравнения: в остальной России за это время потребление выросло всего на 6%.

Сохранение госмонополии и неэффективная система регулирования, не предусматривающая долгосрочных тарифов, стали основным барьером для привлечения инвестиций. В 2012 году из бюджета РФ в капитал «РусГидро» были внесены 50 млрд руб. для строительства четырех ТЭС на Дальнем Востоке, из которых введено пока только две. Энергостройки здесь дороже аналогов в других районах РФ — CAPEX дальневосточных газовых ТЭС достигает 145 тыс. руб. за 1 кВт против 50 тыс. руб., а CAPEX угольной Сахалинской ГРЭС-2 — 245 тыс. руб. за 1 кВт. Это неминуемо отражается на себестоимости электроэнергии. В условиях отсутствия конкуренции и возможности прихода независимых инвесторов стимулы оптимизировать как капитальные, так и операционные затраты отсутствуют.

С момента получения «РусГидро» полного контроля над энергетикой региона основной акцент был сделан на увеличение выработки ГЭС. С этой задачей энергокомпания справилась на отлично, объем выработки вырос в полтора раза. Но от такого изменения энергобаланса пострадал сектор ТЭС. Выручка здесь снижается, сегмент генерирует госкомпании существенные убытки, которые с 2017 года компенсируются в том числе за счет потребителей ценовых зон оптового рынка (европейская часть РФ и Сибирь). Но де-факто субсидия в 35 млрд руб. в год покрывает убытки энергетиков только в пяти регионах ДФО, где есть изолированные энергорайоны, на Объединенную энергосистему Востока эти средства пока не распространяются. Тарифных и иных инструментов финансирования работоспособности энергосистемы, не говоря уже о ее развитии, у местных энергетиков нет.

До 1 июля должно быть принято решение по источникам финансирования модернизации дальневосточных ТЭС. «РусГидро» инициировало проекты на 1,4 ГВт с капвложениями более 150 млрд руб. Если затраты не будут предусмотрены в федеральном бюджете, инвестиции отразятся ростом платежей потребителей ценовых зон оптового рынка более чем на 30 млрд руб. ежегодно.

Реальным механизмом сдерживания тарифной нагрузки может стать доступ к проектам модернизации в ДФО независимых инвесторов. Эффективность такого подхода доказана практикой конкурсных отборов в секторе зеленой энергетики, где мы видим снижение CAPEX более чем на 50%. Новым инвесторам важно предоставить равные с госкомпанией права на доступ к площадкам модернизации и инфраструктуре. Источником финансирования могут выступить бюджетные фонды, аккумулированные в институтах развития. Эти средства должны распределяться на конкурсной основе и направляться в инфраструктурные проекты, реализуемые в рамках ГЧП и концессий.

Газета «Коммерсантъ» №18 от 01.02.2019, стр. 10.