 |
| Фото: Коммерсантъ / Александр Миридонов |
| |
До сих пор потребности энергетики Дальнего Востока во вложениях оценивались более чем в 700 млрд руб. до 2025 года сверх утвержденных инвестпрограмм. В результате дополнительная нагрузка на потребителей в других регионах может достигнуть 60 млрд руб. в год, даже если им придется оплачивать только новые проекты строительства электростанций.
«Ни о каких социальных, гуманитарных и прочих инвестициях на Дальнем Востоке речи не будет»,- заявил вчера на дне инвестора «РусГидро» ее глава Евгений Дод, говоря, что строительство будет вестись на условиях гарантированной окупаемости.
По словам топ-менеджера, во всех девяти регионах Дальнего Востока себестоимость производства и передачи электроэнергии хронически превышает установленные предельные тарифы. Невозможно сделать долгосрочную программу развития генерации, «если не будет экстра-денег», подчеркнул Евгений Дод, задача «не может быть решена только за счет потребителей Дальнего Востока». Разницу между экономически обоснованным и предельным уровнем тарифа он предлагает компенсировать «из источников, определяемых федеральным центром».
Модель, по словам топ-менеджера, уже готова, находится на согласовании и утверждении в Минэнерго и Минвостокразвития и будет представлена в правительстве. Предварительно идеи «РусГидро» были поддержаны в ходе совещания, которое премьер Дмитрий Медведев провел 4 апреля в Хабаровске, уточнил господин Дод.
Среди предложений - введение на Дальнем Востоке долгосрочного тарифного регулирования, в частности, договоров на поставку мощности (ДПМ, гарантируют окупаемость строящегося энергообъекта), налог, за счет которого будет стимулироваться развитие возобновляемой энергетики, а также возврат в тариф на мощность ГЭС целевой инвестиционной составляющей (ЦИС).
От последней отказались в 2012 году, в полном объеме в 2010 году она составляла 24,4 млрд руб. Для сетей в неценовых зонах предлагается продлить период долгосрочного регулирования до 20 лет, ограничить механизм сглаживания (когда при долгосрочном регулировании фактически сети получают не весь объем средств, заложенный в тариф).
В материалах «РусГидро» говорится, что все эти идеи были изложены в письме, которое 2 апреля направила в правительство ФСТ. В службе это подтвердили, заверив, что ее позиция согласована с Минэнерго, Минэкономики, Минвостокразвития и регионами.
В Минвостокразвития «Ъ» пояснили, что введение долгосрочных тарифов обсуждается с декабря 2014 года, в Минэнерго от комментариев отказались. Модель будет дорабатываться до конца года. «Мы будем очень стараться, чтобы она заработала с 1 января 2017 года»,- отмечает Нина Запрягаева, первый замгендиректора «РАО ЭС Востока» (контролирует энергетику Дальнего Востока, входит в «РусГидро»).
Как пояснил «Ъ» источник, знакомый с ситуацией, инициатором введения долгосрочного тарифного регулирования был курирующий регион вице-премьер Юрий Трутнев (планируется, что летом он возглавит совет директоров «РусГидро»).
В аппарате господина Трутнева подтвердили, что он «поручил рассмотреть данную инициативу». Объемы финансирования будут определены Минэнерго совместно с «РусГидро» «по итогам анализа доходов и расходов с учетом долгосрочного регулирования», а механизмы возмещения «пока рассматриваются». Среди возможных вариантов - «различные надбавки в ценовых зонах, составляющие менее 1% действующих тарифов».
Евгений Дод уточнил, что необходимый размер компенсаций должна будет рассчитать до 1 июля ФСТ, после этого и будет решено, какие потребители и в каких объемах понесут дополнительные затраты.
Пока в «РусГидро» и «РАО ЭС Востока» не берутся оценить необходимый объем средств даже предварительно. В целом, по материалам последней компании, сверх инвестпрограмм энергетике региона в 2015-2025 годах требуется 713,1 млрд руб., в том числе на строительство 4,4 ГВт новой генерации.
Если затраты будут переложены на энергорынок целиком, как в случае с энергопроектами Крыма и Калининграда, то рынок понесет ощутимую дополнительную нагрузку. Только введение механизма ДПМ для четырех тепловых станций на Дальнем Востоке потребует от рынка дополнительно 8-10 млрд руб. в год, говорит Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка, а 4,4 ГВт мощности - это уже более 60 млрд руб. ежегодных платежей.
Наталья Скорлыгина,
Газета «Коммерсантъ», №65 от 14.04.2015, стр. 7
