Модернизация доехала до Дальнего Востока

Очень далеко отложенная экономия

22 декабря Госдума приняла в третьем, окончательном, чтении закон, который продлевает на семь лет – до 1 января 2028 года – действие так называемой дальневосточной надбавки – доплате к цене мощности, которую оплачивают потребители первой и второй ценовых зон ОРЭМ. За счёт этих денег с 2017 года тарифы на электроэнергию в ряде регионов Дальнего Востока выравниваются до среднероссийского уровня. По сути, промышленность в центре России, на Урале и в Сибири доплачивает за дальневосточных потребителей, покрывая разницу между экономически обоснованными ценами в ДФО и среднероссийскими. В этом году объём субсидирования составляет 37,6 млрд рублей (нормативный тариф 5 рублей за 1 кВт*ч), на 2021 год определён ФАС на уровне 38 млрд (5,49 рубля за 1 кВт*ч (без НДС)).

Решение о продлении дальневосточного субсидирования было непростым и породило многомесячные споры в кабмине. Под давлением дальневосточного вице-премьера Юрия Трутнева Минэнерго вынуждено согласилось на продление субсидирования до 2028 года, но для снижения нагрузки на ОРЭМ предлагало хотя бы сократить список льготополучателей. Формально эта идея реализована в принятом законе, но, по инициативе дальневосточных чиновников, чрезвычайно растянута во времени. В 2021 году никаких изменений не произойдёт вовсе, с 2022 года тарифы начнут поэтапно повышаться до экономически обоснованного уровня. У бюджетных организаций и ЖКХ процесс займёт пять лет, у предприятий ТЭК и крупных промпотребителей в сфере добычи драгметаллов и камней – три года.

Минэнерго предлагает проводить сокращение по ровному графику – равными долями в течение трёх-пяти лет, рассказал журналистам заместитель министра энергетики Павел Сниккарс. Более детально порядок и детали субсидирования будут прописаны в проекте постановления правительства, который после консультаций с другими ФОИВами Минэнерго представит на утверждение в кабмин.

Объём условной экономии потребителей ценовых зон от поэтапного снижения дальневосточной надбавки для отдельных групп потребителей к 2027 году, по расчётам Минэнерго, составит не менее 17 млрд рублей в год, сообщил Павел Сниккарс. Таким образом, через шесть лет в тех же ценах с покупателей оптового рынка должны будут собрать не более 21 млрд рублей, а, возможно, и меньше. При этом финальные суммы во многом будут зависеть от динамики спроса среди льготников ДФО, пояснил замглавы Минэнерго.

Перспектива экономить 17 млрд рублей в последний год регулирования не слишком радует потребителей – они рассчитывали на большее. Крупная промышленность изначально была против введения новой надбавки, а затем, при обсуждении возможных корректировок механизма, настаивала на радикальном сокращении списка льготополучателей, причём сразу, а не поэтапно, как прописано в утверждённом Госдумой документе.

«Мы считали и считаем, что субсидирование в целом вещь вредная. Особенно выпукло это видно после исследования «Российской экономической школы» о субсидировании тарифов в ДФО. Стоимость электроэнергии на Дальнем Востоке не является ключевым фактором для развития экономики, так как в регионе немного энергоёмких производств, а рентабельность имеющихся, прежде всего, добытчиков золота и драгкамней, позволяет им покупать энергию по экономически обоснованным тарифам», – говорит замдиректора «Сообщества потребителей энергии» Валерий Дзюбенко.

Недоказанная эффективность субсидирования дальневосточных тарифов для региональных экономик остаётся ключевой претензией энергорынка к продлённому механизму. Регуляторы неоднократно пытались получить такой анализ от властей регионов-льготников и Минвостокразвития, являющегося инициатором субсидирования. Но внятных расчётов так и не было представлено. В этом году энергетики и потребители совместно заказали соответствующее исследование «Российской экономической школе» (РЭШ), которая пришла к неутешительным для Минвостокразвития выводам. Субсидирование, на которое за три года ушло почти 129 млрд рублей, не привлекло в регион дополнительных инвестиций, а все макроэкономические показатели территорий-льготников ничем не отличаются от регионов ДФО, где субсидирование энерготарифов не проводится. Минэнерго, с учётом его первоначальных позиций, сейчас особенно сложно отвечать на вопрос об эффективности дальневосточной надбавки.

«Цель продления субсидирования – создание в дальневосточной части России инвестиционно привлекательных условий для развития энергоёмкой промышленности. По оценкам правительства, эта мера положительно повлияет на достижения стратегических целей Дальнего Востока», – заявил г-н Сниккарс. Но в целом вопрос об эффективности субсидирования тарифов в ДФО в предыдущий период правильнее адресовать коллегам из Минвостокразвития, так как они курируют развитие экономики ДФО, добавил он.

«По той информации, которой мы обладаем, с точки зрения Минвостокразвития, механизм выравнивания тарифов позволяет им увеличивать количество инвесторов, которые приходят на Дальний Восток и остаются здесь надолго», – сказал замглавы Минэнерго.

Коллизии «Дальневосточной генерирующей компании», тарифы которой много лет занижались из-за некорректного учёта топливных расходов и будут пересчитаны с 2021 года, не повлияют на объём дальневосточной надбавки. Выпавшая выручка сформирована в Приморском крае и будет компенсироваться за счёт незначительного роста тарифа именно в этом регионе, который не входит в зону тарифного субсидирования (изолированные энергосистемы: Камчатка, Магаданская область, Сахалин, Чукотка и северный энергорайон Якутии), пояснил Павел Сниккарс.

Говоря о перспективах субсидирования энерготарифов в Бурятии и Забайкальском крае, которые вошли в состав ДФО в 2018 году, замглавы Минэнерго напомнил, что Бурятия уже пользуется льготами на энергорынке как регион, переведённый на механизм регулируемых договоров (РД). В середине декабря глава республики Алексей Цыденов заявил, что действующая льготная схема расчёта тарифов устраивает власти. Ясность в вопросе субсидирования тарифов в Забайкалье появится после выхода постановления правительства, определяющего в том числе порядок расчёта нормативных (среднероссийских) тарифов по конкретным уровням напряжения, сообщил г-н Сниккарс. Если на каких-либо уровнях будет фиксироваться превышение цен, потребители смогут рассчитывать на субсидирование. Но механизм согласования регионального субсидирования останется близок к нынешнему, полагает замминистра. Расчёты должны будут пройти утверждение на уровне правкомиссии по развитию электроэнергетики, а затем в самом кабмине.

Энергомощности для Восточного полигона нашлись без конкурса

Вторая часть поправок в 35-ФЗ «Об электроэнергетике», принятых Госдумой 22 декабря, создаёт правовую базу для новой инвестнадбавки к цене мощности в ценовых зонах, которую будут тратить на модернизацию и строительство новой генерации в неценовых зонах. Детали будут прописаны в постановлении правительства, над проектом которого Минэнерго уже работает, сообщил Павел Сниккарс. Он рассчитывает, что документ будет рассмотрен в кабмине в начале второго полугодия 2021 года. «О внутренних параметрах, таких как доходность проектов и т. д., говорить пока рано, давайте дождёмся выхода постановления», – добавил замминистра.

При строительстве новых объектов в неценовых зонах возможно применение конкурсных процедур, при модернизации действующих мощностей Минэнерго будет принимать заявки компаний-собственников и после анализа передавать их на рассмотрение в кабмин. Сторонний игрок не может модернизировать чужое оборудование на площадке иного собственника, поясняют логику разделения в министерстве. Потребители с этим не согласны, но видят позитив в том, что «хотя бы в части строительства новой генерации механизм не будет носит монопольный характер».

«Конкурс мог бы проводиться и при отборе проектов модернизации мощностей в неценовых зонах. Ничего особо сложного тут нет: застройщик мог бы обновлять и расширять мощности по оптимальной цене и по договорённости передавать их для эксплуатации той же «РусГидро», для которой строительство ТЭС непрофильное направление», – полагает Валерий Дзюбенко.

На этой неделе правкомиссия по развитию электроэнергетики по предложению Минэнерго изменила схему строительства генерации для электрификации БАМа и Транссиба в рамках второго этапа расширения Восточного полигона РЖД. Власти отказались от сооружения новых ТЭС в Советской Гавани и в Находке; вместо этого планируется обновить мощности на Приморской ГРЭС, которую в прошлом году у «РусГидро» выкупил СУЭК Андрея Мельниченко, построить новые энергоблоки на Партизанской ГРЭС «РусГидро», а также проложить ЛЭП из Комсомольска-на-Амуре в Советскую Гавань. Без изменений остались пункты о расширении Нерюнгринской ГРЭС «РусГидро» за счёт двух новых угольных энергоблоков по 215 МВт каждый и строительстве в Бодайбинском энергетическом кольце (Иркутская область) не менее 456 МВт новых мощностей. После внесения корректировок суммарная потребность в новой генерации снизилась с 1,4 ГВт до чуть более 1,1 ГВт, а общая стоимость проектов – с 300 до 262 млрд рублей, сообщили в Минэнерго.

Таким образом, среди предварительно одобренных проектов для нужд Восточного полигона в ДФО не осталось вариантов строительства новой генерации, все проекты подразумевают модернизацию мощностей, у которых уже есть собственник. Собеседники «Перетока» в «РусГидро» и СГК говорят, что компании планируют реализовывать свои проекты из списка, но пока не готовы обсуждать технические и финансовые детали. Здесь стоит напомнить, что помимо обновления генерации для нужд железнодорожников, за счёт новой инвестнадбавки будет профинансирована модернизация блоков ещё на четырёх электростанциях «РусГидро». Капзатраты по этим проектам предварительно оценивались компанией в 171 млрд рублей.

Концептуально Минэнерго полагает, что собственник высоко востребованной генерации должен будет обосновать необходимость модернизации, представить заключение об оптимальности и эффективности предлагаемых решений, провести технический и ценовой аудит. Пакет документов, содержащий также заключения Главгосэкспертизы, «Системного оператора» и региона, должен быть представлен в министерство, которое вынесет его на правкомиссию. Та в свою очередь даст рекомендацию правительству, которое и примет окончательное решение, оформив его своим постановлением.

«Если балансовый расчёт будет показывать необходимость создания новой генерации, то здесь Минэнерго готово проводить открытые отборы за право реализации такого проекта. Сейчас идёт дискуссия и разработка концепции. И по параметрам эффективности, и по параметрам учёта климатической повестки, которая становится всё более актуальной и на уровне страны, и в мире. Все они будут прописаны в тексте постановления правительства. Мы считаем, что это должно быть сбалансированное решение и с учётом цены, и с учётом эффективности и, возможно, климатики», – пояснил Павел Сниккарс.

Министерство также считает необходимым и более справедливым привлечь к оплате модернизации мощностей в неценовых зонах и региональных потребителей, а не только покупателей энергии из ценовых зон.

«В рамках тарифно-балансовых решений они (в данном случае потребители Дальнего Востока – ред.) тоже должны компенсировать часть финансовой нагрузки от модернизации или строительства новых энергомощностей в своих регионах», – отметил замглавы Минэнерго, пояснив, что этот вопрос также будет урегулирован разрабатываемым подзаконным актом.

Тельмамская ГЭС получит шанс на конкурсе в 2021 году

Новая генерация для нужд Восточного полигона в Сибири (вторая ценовая зона ОРЭМ) может быть выбрана на конкурсной основе в рамках механизма КОМ НГО в ближайшее время. Параметры отбора пока неизвестны, так как под каждый такой конкурс условия прописываются отдельным решением правительства, пояснил Павел Сниккарс. Минэнерго рассчитывает, что конкурс на право создания новых мощностей в Бодайбинском энергорайоне Иркутской области пройдёт уже в 2021 году.

Министерство предполагает сделать этот отбор технологически нейтральным. Таким образом в нём смогут принять участие не только проекты угольных и газовых энергоблоков, но и Тельмамская ГЭС En+. Власти определят потолок капзатрат и предложат энергетикам поторговаться за право сооружения генерации, без привязки к технологии и конкретной географической точке. Здесь возможны разные варианты, отметил г-н Сниккарс. Например, претендент может предложить проект с более длинными сроками строительства, но обяжется покрывать временный дефицит за счёт мобильных установок.

В октябре стало известно, что энергоалюминиевый холдинг направил в кабмин предложение построить в Бодайбинском узле, где в 2026 году прогнозируемый дефицит мощности составит 456 МВт (СиПР ЕЭС 2020–2026), ГЭС мощностью 450 МВт (с возможностью расширения проекта до 600 МВт). Капзатраты оцениваются в 55,3 млрд рублей; прогнозный срок ввода – 2030 год, первый агрегат на пониженных напорах может начать работу в 2026 году. До момента выхода Тельмамской ГЭС на проектную мощность возможный дефицит может быть компенсирован по временной схеме от дизельных, газопоршневых или газотурбинных установок на сжиженном газе, говорил представитель En+ «Интерфаксу».

При проведении технологически нейтрального конкурса могут обнаружиться «подводные камни», о которых нужно думать заранее, предупреждает Валерий Дзюбенко. Например, если регуляторы не будут учитывать в конкурсных параметрах стоимость дорогостоящей мобильной генерации на период до полного запуска ГЭС, проект, выигравший как наиболее дешёвый по одноставочной цене, фактически может оказаться самым дорогим из заявленных.