Письмо последней надежды

«Дальневосточная» надбавка: неэффективная, но неотменяемая

Госдума второй год подряд вынуждена в декабре, в последний момент, заниматься вопросами субсидирования энерготарифов на Дальнем Востоке. В прошлом году депутаты своим решением оформляли тактическую победу команды дальневосточного вице-премьера Юрия Трутнева. Его споры с энергетическим блоком кабмина (Миэнерго и тогдашним курирующим вице-премьером Дмитрием Козаком) о продлении введённой в 2017 году на три года дальневосточной надбавки затянулись. В итоге механизм пролонгировали в последний момент без каких-либо корректировок, норма была включена в посторонний законопроект о микрогенерации.

В декабре этого года Госдума оформляет стратегическую победу г-на Трутнева. Ещё в июле Минэнерго, первоначально выступавшее против механизма надбавки и его продления, внесло в кабмин проект, серьёзно сокращающий перечень льготополучателей: из-под его действия уже в 2021 года могли выпасть бюджетные потребителей, организации ТЭК и ЖКХ, предприятия, занимающиеся добычей драгметаллов и драгоценных камней. Министерство не раскрывало, насколько такие изменения позволят сократить расходы покупателей ОРЭМ. Ранее потребители предлагали оставить в списке льготополучателей только инвестпроекты, одобренные региональными властями и способствующие росту энергопотребления. При таком максимально жёстком сценарии расходы промышленности могли сократиться примерно на две трети, до 10 млрд рублей. Именно столько составлял объём бюджетного субсидирования, которое впоследствии было заменено дальневосточной надбавкой. При этом на старте, в 2017 году, размер субсидий, собранных с потребителей ценовых зон, составлял 24 млрд рублей, в 2018 году – 35 млрд, в 2019 году – 32 млрд, в 2020 году – 37,6 млрд рублей.

Ключевой претензией противников дальневосточной надбавки является её недоказанная эффективность: субсидирование энерготарифов не гарантирует роста экономики региона, большее влияние имеют многие другие факторы. Это подтвердило исследование Российской экономической школы (РЭШ), проведённое по заказу ассоциаций поставщиков и потребителей электроэнергии. Как сообщал «Коммерсант» со ссылкой на материалы РЭШ, за три года субсидирование пяти регионов ДФО (механизм действует в Якутии, Магаданской и Сахалинской областях, на Камчатке и Чукотке) обошлось покупателям ценовых зон в 129 млрд рублей. При этом роста инвестиций не зафиксировано, а производительность труда упала: в дотационных регионах в среднем по всем отраслям стали производить на 6,3% меньше продукции, чем в остальной части страны. Ещё одним косвенным признаком малозначимости энерготарифов для большинства субъектов экономики можно считать текущие расклады на энергорынке: единственными, кто продолжает активную борьбу с регуляторами, сейчас являются металлурги, у которых энергорасходы формируют до 30% себестоимости. Для остальных секторов сокращение трат на электроэнергию не имеет особого значения и в текущих условиях они предпочитают сконцентрироваться на оптимизации по другим направлениями, отмечает один из собеседников «Перетока» на энергорынке.

Несмотря на это, во втором полугодии г-ну Трутневу удалось согласовать на уровне кабмина очень растянутую по времени схему сокращения списка льготополучателей. В августе на совещании у главы аппарата правительства Дмитрия Григоренко Минэнерго было поручено доработать проект и предусмотреть поэтапное доведение тарифов до экономически обоснованного уровня. Для потребителей, финансирующихся за счёт бюджетной системы (и местных бюджетов) это должно произойти в течение пяти лет, для крупных промпотребителей и организаций ТЭК – в течение трёх лет. В таком виде законопроект и был внесён в Госдуму. Ежегодный объём снижения льгот не определён, это не уровень поправок в ФЗ; график может стать очередным этапом борьбы между сторонниками и противниками субсидирования ДФО в правительстве, предполагал тогда источник в кабмине.

Минэнерго подтверждает, что график сокращения субсидирования будет урегулирован подзаконными актами. «Минэнерго поддерживает более плавный механизм выравнивания тарифов, с учётом принятых правительством решений, необходимо дать регионам возможность подготовиться к введению этого механизма. Кроме того, нужно подготовить ряд подзаконных актов для его введения», – сообщили в пресс-службе Минэнерго. Вопрос равномерности снижения уровня дотирования «предполагается урегулировать в подзаконном нормативном акте, определяющем порядок расчёта объёма средств надбавки, направляемой на компенсацию разницы между экономически обоснованным и базовым размером тарифа».

«Поищите в бюджете…»

Помимо корректировки механизма дальневосточной надбавки, законопроект, утверждённый Госдумой в первом чтении 9 декабря, содержал и второй блок, касающийся строительства и модернизации электростанций в неценовых зонах. На относящиеся к ним Дальний Восток, Архангельскую и Калининградскую области, а также Республику Коми не распространяется общефедеральная программа модернизации ТЭС. Для финансирования обновления станций в этих регионах поправками в 35-ФЗ правительство наделяется правом «устанавливать надбавку к цене на мощность, поставляемую в ценовых зонах…, в целях частичной компенсации стоимости мощности, поставленной с использованием генобъектов ТЭС, модернизированных, реконструированных и (или) построенных на территориях неценовых зон».

Пока правительством одобрены четыре проекта модернизации в ДФО (распоряжение правительства №1544-р от 15.07.2019), которые будут финансироваться за счёт новой надбавки. Речь идёт об энергоблоках Хабаровской ТЭЦ-4, Артёмовской ТЭЦ-2, Якутской ГРЭС-2 и Владивостокской ТЭЦ-2. Однако сейчас регуляторы обсуждают ещё один крупный проект – строительство более 1 ГВт новой генерации в рамках второго этапа расширения Восточного полигона РЖД (рост пропускной способности к 2024 году со 120 до 180 млн тонн грузов в год). Большая часть новых мощностей будет расположена на Дальнем Востоке. Понимая, что отбиться от расходов на обновление ТЭС в ДФО, по сути, в рамках уже действующей федеральной программы, не удастся, промышленники попытались застраховаться от возможных трат на новые генмощности при «расшивке» БАМа и Транссиба.

11 декабря глава РСПП Александр Шохин направил письмо председателю профильного думского комитета Павлу Завальному, в котором попросил скорректировать проект ко второму чтению. Он напрямую указал, что новый механизм создаёт риски финансирования энергопроектов Восточного полигона за счёт потребителей ценовых зон. Г-н Шохин предложил сразу же «закрыть» список энергопроектов в неценовых зонах. Для предотвращения «неконтролируемого расширения списка» в поправках предлагалось указать, что он ограничен проектами, «определёнными перечнями, утверждёнными правительством РФ в установленном порядке до 31 декабря 2020 года», т.е. четырьмя модернизационными проектами «РусГидро», предварительно оценёнными в 171 млрд рублей. Поискать деньги на новые электростанции для Восточного полигона бизнес порекомендовал в госказне. 27 октября две секции Экспертного совета при комитете Госдумы по энергетике «признали целесообразным рассмотреть возможность финансирования части расходов» по этим проектам за счёт федерального бюджета, указал глава РСПП в письме Павлу Завальному.

Ранее в секторе звучали призывы переложить на федеральный бюджет и расходы на модернизацию ТЭС в ДФО. В обоих случаях в реальность такого сценария в текущих макроэкономических условиях не верят ни регуляторы, ни участники рынка. Бизнес попытался заявить, что за расширение Восточного полигона должны заплатить бенефициары проекта: РЖД или угольщики, продукция которых должна обеспечить основной прирост объёмов перевозки. Но он ожидаем не был услышан в правительстве.

Дефицит уже прописан

Дополнительным аргументом в руках бизнеса, нежелающего платить за электрификацию Восточного полигона РЖД, стали сомнения сектора в реальности заявляемого железнодорожниками прироста потребления. В обращении к Павлу Завальному глава РСПП указал, что тот же Экспертный совет рекомендовал Минэнерго совместно с РЖД, «РусГидро», СУЭКом и другими заинтересованными организациями провести работу по дополнительному обоснованию показателей электрической нагрузки и потребления объектами Восточного полигона. Споры действительно были, многие участники рынка полагали, что расчёты РЖД завышены и могут в значительной степени не реализоваться. Но в июне приказом Минэнерго прогнозный дефицит был зафиксирован документально.

Энергопотребление Восточного полигона влияет на два географических сегмента энергорынка: с запада – на Сибирь (2 ЦЗ), с востока – на Дальний Восток (неценовая зона ОРЭМ). С учётом прироста в 2023 году нагрузок как существующих, так и вновь сооружаемых объектов РЖД, в 2026 году избыток мощностей в ОЭС Сибири снизится с нынешних 2 944 МВт до 827,4 МВт в 2026 году, следует из приложения №20 к схеме и программе развития ЕЭС России на 2020-2026 годы (СиПР; утверждено приказом Минэнерго №508 от 30.06.2020). При этом в одном энергорайоне 2 ЦЗ мощностей всё же не хватит – после подключения тяговых подстанций РЖД непокрываемый локальный дефицит в Бодайбинском энергетическом кольце составит до 456 МВт. Расчёты, приведённые в приложении к СиПР 2020-2026, сделаны на основе информации «Трансэлектропроекта» (филиал АО «Росжелдорпроект»), согласно которой прирост максимальной мощности объектов РЖД на Восточном полигоне превысит 2,2 ГВт. В случае наступления периода маловодья на ГЭС к 2026 году электрический дефицит Дальнего Востока составит 5,1 млрд кВт/ч, для его закрытия потребуется 970 МВт новой генерации.

В приложении к СиПР прописан «один из вариантов размещения объектов гарантированной генерации»: в Бодайбинском энергоузле в границах 2 ЦЗ планируется построить не менее 456 МВт. В ОЭС Востока западнее контролируемого сечения «ОЭС – Запад Амурэнерго» должны появится не менее 430 МВт новых мощностей; в Советско-Гаванском энергорайоне – не менее 260 МВт; южнее контролируемого сечения «Приморская ГРЭС – Юг Приморского края» – не менее 280 МВт. В ноябре источники «Коммерсанта» сообщали, что речь идёт соответственно о ТЭС «Пеледуй» (456 МВт), двух блоках расширения угольной Нерюнгринской ГРЭС «РусГидро» (2х215 МВт), новых угольных ТЭС в Советской Гавани (в районе порта Ванино; 260 МВт) и в Находке (до 280 МВт).

Поправка ценою в пару сотен миллиардов рублей

Уклониться от расходов на строительство новой генерации в Бодайбинском районе потребителям не удастся: на ценовые зоны распространяется механизм конкурсного отбора мощности новой генерации (КОМ НГО), который обязывает потребителей оплачивать создание мощностей в энергодефицитных районах. Таким образом, платить за расшивку западного участка Восточного полигона через надбавку к цене мощности будут потребители 2 ЦЗ. Причём конкурс может быть объявлен достаточно скоро: сроки проведения КОМ НГО после возникновения прогнозного дефицита были существенно сокращены несколько лет назад, отмечает один из собеседников «Перетока».

«Коммерсант» писал, что инвестконкурс планируется технологически нейтральным, проект может быть реализован на основе любого источника энергии, в том числе ВИЭ и ГЭС, или за счёт электросетевого строительства. В En+ газете заявили, что планируют учувствовать в конкурсе с проектом Тельмамской ГЭС, оценивая экономию потребителей в плате за мощность по сравнению с газовой ТЭС в 10–20% или 20–30 млрд рублей в ценах 2020 года. При этом аналитик «ВТБ Капитал» Владимир Скляр говорит, что рыночная цена чуть более 450 МВт новой генерации (ТЭС) в этом районе составляет 35-50 млрд рублей. Кроме того, стоит отметить, что проект ГЭС не способен конкурировать с традиционной генерацией по капитальным затратам – именно по такому принципу проводился последний отбор КОМ НГО (ТЭС «Ударная»). Проект En+ может оказаться более эффективным по конечной одноставочной цене (LCOE), но пока эта схема отбора утверждена только для новой программы поддержки ВИЭ. Плюс не в пользу ГЭС говорят длительные сроки строительства.

Необходимость оплаты генерации на Дальнем Востоке потребители ценовых зон считают более несправедливой: многие промышленники, например, крупные металлурги, не работают в этом регионе, чего, правда, нельзя сказать, о нефтяниках. Расходы на три энергопроекта Восточного полигона в неценовой зоне г-н Скляр оценивает в 105-120 млрд рублей: условно 430 МВт на Нерюнгринской ГРЭС «РусГидро» – 50-55 млрд, 260 МВт в СовГавани – 25-30 млрд, 280 МВт в Находке – 30-35 млрд рублей.

Вносимые в закон «Об электроэнергетике» поправки носят рамочный характер, условия проведения отбора проектов будут прописываться в подзаконных актах. Пока основным претендентом на реализацию проектов выглядит «РусГидро». Ранее «Коммерсант» со ссылкой на источники указывал, что все три проекта могут быть реализованы на угле, а в «РусГидро» подтверждали интерес к проекту строительства новых блоков на Нерюнгринской ГРЭС при гарантии возврата инвестиций, и отмечали, что «про другие объекты генерации ещё не думали». Один из источников на рынке говорит, что «РусГидро» рассматривает реализацию четырёх проектов в рамках программы модернизации ТЭС в газовом исполнении. Но для этого компания намерена получить регулируемый тариф на топливо, что выглядит проблематичным, так как основной объём газа на Дальнем Востоке добывается в рамках СРП-проектов, продукция которых реализуется по ценам мирового рынка и существенно выше внутрироссийских. Если эти препятствия будут сняты, энергопроекты Восточного полигона также могут быть реализованы в газовом исполнении, говорит он. По словам другого информированного собеседника «Перетока», госкомпания пока готова участвовать в остальных конкурсах с угольными проектами, но, возможно, предложит заменить строительство новой генерации в СовГавани на прокладку ЛЭП из Комсомольска-на-Амуре. Такой вариант может оказаться существенно дешевле строительства нового блока и сократит расходы потребителей.

Здесь стоит отметить, что оплатой новых генмощностей допрасходы потребителей не ограничиваются. Для финансирования работ по расшивке сетей на втором этапе расширения полигона Минэнерго предлагало с 1 июня 2021 года дополнительно поднять тариф ФСК для прямых потребителей на 0,6% в год, а для не относящихся к населению потребителей распредсетей, чтобы компенсировать рост тарифа ФСК, – на 0,2% в год. По оценке г-на Скляра, это могло увеличить нагрузку на потребителей ещё на 40 млрд рублей за пять лет. Альтернативный вариант – прямую бюджетную субсидию «Россетям» на 134 млрд рублей – на рынке, как и всегда, считают крайне маловероятным.

Интерес к достаточно масштабному строительству ТЭС на Дальнем Востоке могут проявить и другие крупные игроки энергорынка – среди прочих претендентов в секторе называют «Сибирскую генерирующую компанию» (СГК, входит в СУЭК Андрей Мельниченко), «Интер РАО» и «Газпром энергохолдинг». Владимир Скляр полагает, что уголь на предстоящих отборах могут потеснить газовые проекты. Помимо очевидных экономических преимуществ, когда с каждой новой волной девальвации рубля привлекательность газа становится всё выше, газ является экономически более привлекательной технологией с меньшим риском экологических платежей, которые могут появиться в среднесрочной перспективе, отмечает он. С другой стороны, существенные инвестиции потребуются при создании газораспределительной инфраструктуры, а вопрос с тарифом на газ остаётся открытым, добавляет аналитик «ВТБ Капитал».

Несмотря на то, что в ситуации с новой генерацией для Восточного полигона остаётся много неизвестного, принципиальное решение, кажется, уже принято. 16 декабря Совет Госдумы принял рекомендации комитета по энергетике по поправкам, вносимым в законопроект ко второму чтению. Ни среди отклонённых, ни среди принятых нет нормы об ограничении перечня четырьмя уже одобренными правительством проектами модернизации ТЭС. В случае принятия решения о строительстве новой генерации на Восточном полигоне потребители могут заплатить за неё с учётом доходности 200-250 млрд рублей. Маловероятно, что законопроект, открывающий такую возможность, не будет принят до конца года: хотя бы потому, что он необходим для продления дальневосточного субсидирования тарифов. На сайте Госдумы уже открыт раздел третьего чтения законопроекта, при том, что второе назначено на 22 декабря.