Тарифный заповедник: как оживить энергорынок на Дальнем Востоке

Дальневосточные электростанции мощностью 15 ГВт (это 6% общероссийских мощностей) не имеют устойчивых сетевых связей с единой энергосистемой России. Более того, удаленные районы, такие как Чукотка и Сахалин, функционируют совершенно изолировано. Здесь малые поселения получают энергию от дизельных генераторов, а топливо завозится на годы вперед. В результате себестоимость производства киловатт-часа может превышать 100 руб. при средней цене по России около 5 руб. Сейчас правительство обсуждает механизм стимулирования инвестиций в дальневосточную энергетику, и важно не сделать при этом ошибок.

Убыточный Восток

В 2011 году госпакет акций «РАО ЭС Востока» — оператора дальневосточной энергетики — был передан компании «РусГидро». Вместе с социальной нагрузкой нужно было обеспечить энергоснабжение огромного региона с суровым климатом. Надо отметить, что большая часть тепловой генерации в ДФО досталась «РусГидро» сильно изношенной: станции здесь на четыре года старше, чем в среднем по России.

Энергетика Дальнего Востока из-за сетевой изоляции от единой энергосистемы России продолжает функционировать в виде регулируемого тарифного анклава без какого-либо рыночного механизма привлечения инвестиций. На Дальнем Востоке не работали ДПМ — договоры предоставления мощности, гарантировавшие инвесторам возврат инвестиций в строительство электростанций в ценовых зонах оптового рынка европейской части России и Западной Сибири. ДПМ заключались параллельно с приватизацией компаний, проводившейся в рамках реформы РАО «ЕЭС России». Их целью было привлечь средства, которые позволили бы переломить тенденцию устаревания мощностей и удовлетворить спрос, который быстро рос в нулевые годы.

Сейчас выручка дальневосточного бизнеса «РусГидро» в полтора раза больше, чем доходы от ГЭС в других регионах России, и, строго говоря, его можно считать основным для компании. Но при этом он генерирует убытки, которые покрываются высокоприбыльными гидростанциями и ежегодными государственными субсидиями в размере более 30 млрд руб.

Дело в том, что одним из основных синергетических эффектов от поглощения дальневосточных активов «РусГидро» должен был стать прирост выработки дальневосточных ГЭС, и цель эта де-факто достигнута: за десять лет выработка увеличилась в 1,5 раза. Но это отражается на тепловой генерации: несмотря на рост потребления в ДФО, выручка ТЭС в реальных ценах осталась на прежнем уровне и масштабная реконструкция в условиях тарифных ограничений оказалась невозможна.

Модернизация без альтернативы

Минэнерго предлагает запустить с 2019 года программу модернизации мощностей в тепловой энергетике, во многом основанную на механизме ДПМ. Предполагается, что удельные затраты на каждый новый энергоблок определятся в ходе конкурентной борьбы ценовых заявок инвесторов. Проблема в том, что это возможно только в европейской части России и при условии адекватной организации конкурсного отбора проектов (критерии которого, кстати, пока не утверждены). А вот на Дальнем Востоке альтернативные инвесторы отсутствуют, поскольку на рынках производства, распределения, сбыта электроэнергии и тепла доминирует госкомпания. В этих условиях у «РусГидро» нет стимулов снижать капвложения.

На сегодня компания планирует обновление 1,4 ГВт мощностей. Минэнерго рассчитывает, что потребители заплатят за это 300 млрд руб. до 2035 года. Это 20–25 млрд руб. ежегодно. Для окупаемости этих инвестиций, по нашей оценке, надо поднять дальневосточные тарифы на 15%.

Но важно учитывать, что в 2017 году был запущен механизм субсидирования тарифов для регионов Дальнего Востока. Теперь, если правительство одобрит включение новых инвестиций «РусГидро» в расчет этой субсидии, модернизацию восточной энергетики оплатят потребители всей России.

Это решение будет позитивным для бюджета. Именно из этого источника последние пять лет финансируется строительство ТЭС на Дальнем Востоке. Государство выделило 50 млрд из почти 90 млрд руб. затрат на проекты второй очереди Благовещенской ТЭЦ, Якутской ГРЭС-2, Совгаванской ТЭЦ и Сахалинской ГРЭС-2. При этом каждый киловатт установленной мощности последних трех станций стоит 130–245 тыс. руб., что в 1,5–2 раза дороже, чем в среднем по России.

Конкурсы и концессии

С одной стороны, дальневосточную энергетику может оживить создание ценовой зоны, сопровождающееся продажей активов «РусГидро» и запуском конкурентного рынка для генераторов. Но с другой, опыт центральной части России и Сибири пока говорит о слабой возможности привлечения инвестиций без специальных механизмов — таких как ДПМ. Кстати, на Дальнем Востоке механизм ДПМ также возможен. Но бенефициар у него будет один — монопольная «РусГидро».

Поэтому более точным и эффективным решением в условиях тарифных ограничений может стать открытый конкурс на модернизацию энергетики. Участники отбора должны получить равные условия с «РусГидро» в доступе к площадкам и инфраструктуре. Этот вариант подходит для строительства новых станций при выводе из эксплуатации старых.

Но не все старые ТЭС обязательно закрывать. В случае экономической целесообразности к их обновлению нужно допустить других инвесторов. Такие конкурсы можно проводить в форме государственно-частного партнерства. Для этого изношенные станции должны быть проданы региону, который затем организует отбор инвесторов. Здесь выигрывают все стороны: «РусГидро» перестает финансировать убыточный актив и получит плату, которую внесет победитель конкурса, а потребители будут платить меньше за новые мощности. Инвесторы же, используя существующие электросети и топливную инфраструктуру действующих ТЭС, смогут снизить общие затраты.

Аналогичные проекты уже реализуются, например, в теплоснабжении, когда в рамках концессии инвестор создает или реконструирует актив и передает его государству через 20–25 лет после возврата вложений за счет тарифа. Так, котельная в городе Тында Амурской области, долгое время приносившая убытки ОАО «РЖД», была передана муниципалитету. В ходе конкурсной процедуры определен инвестор, привлекший в модернизацию объекта в общей сложности 0,5 млрд руб.

Важной особенностью концессий является возможность финансирования их облигационных займов пенсионными фондами. Пенсионные деньги, размещенные в таких проектах, будут стоить дешевле, а значит, позволят ограничить рост цен на энергоресурсы. Российские компании уже привлекли порядка 85 млрд руб. в виде облигационных займов для реализации концессионных соглашений, 20 млрд из них — в сфере ЖКХ. Этот механизм оптимален для энергетики ДФО, но его запуск невозможен без изменения законодательства.

Конкуренция для экономии

Модернизацию дальневосточной энергетики нельзя откладывать, чтобы не поставить под угрозу социально значимую миссию энергоснабжения этого сложного региона. Но потребители «западных» территорий уже платят более 30 млрд руб. в год за доведение тарифов на Дальнем Востоке до среднероссийского уровня. Нагрузка удвоится, когда правительство утвердит модернизацию ТЭС за счет надбавки для «РусГидро». Но свет и тепло в домах жителей ДФО можно сохранить и за меньшие деньги, снизив платежи на 30%: ежегодный — с 25 до 18 млрд руб., а суммарный до 2035 года — с 300 до 220 млрд руб. Для этого необходимо разыграть право инвестиций в восточном тарифном «заповеднике» между альтернативными инвесторами.