Энергетика Дальнего Востока, много лет жившая в кредит и на субсидии, дошла до точки необходимости принятия радикальных решений. Почти не затронутая энергореформой отрасль до сих пор копила долги и терпела убытки из-за обветшавшей инфраструктуры. Теперь правительство решило очистить кредитную историю "РАО ЭС Востока" и ищет механизмы финансирования новых мощностей. Минэнерго рисует интенсивно растущий спрос на 4% в год, но крупные энергопроекты в регионе ориентируются только на экспорт в Китай, который пока не спешит их финансировать. Правительству предстоит решить — переложить расходы на развитие энергетики региона на всех российских промышленных потребителей или ограничить инвестиции, поддерживая их из бюджета.
Фото: Александр Яловой, Коммерсантъ
Несложившийся рынок
В ходе реформы российской энергетики в 2000-х годах Дальний Восток оказался за бортом. Там не был создан энергорынок, почти отсутствуют механизмы привлечения инвесторов. По сути, здесь был поставлен эксперимент: как развивалась бы энергетика в РФ без реформ. Его результаты стали очевидны в 2015 году: государству приходится срочно придумывать новую схему спасения отрасли.
У особого положения Дальнего Востока есть основания. Помимо Объединенной энергосистемы (ОЭС) Востока (Амурская область, Еврейская АО, Хабаровский и Приморский края, Юг Якутии) здесь шесть изолированных, не соединенных с соседними районами энергосистем. Большая часть станций региона работает на "северном завозе" топлива, что обусловливает астрономическую себестоимость выработки киловатт-часа. К началу энергореформы средний розничный тариф на Дальнем Востоке вдвое превышал среднероссийский. Лишь 14% в структуре топлива занимал газ при 70% угля, в ОЭС Востока была лишь одна крупная Зейская ГЭС с дешевой выработкой (остальные гидростанции работали в изолированных районах). Как и в остальной России, ветхая генерация требовала замещения, но ни покупательная способность населения, ни сама структура генерации не позволяли надеяться на привлечение инвесторов.
В итоге менеджеры РАО "ЕЭС России" выбрали вариант единого закупщика, который приобретал бы всю энергию региона по минимальной цене, а конечной целью стало выравнивание тарифов с остальной Россией. По сути, этим закупщиком стало "РАО ЭС Востока", владеющее сейчас всей генерацией и сетями региона.
"Социальная телега"
Выравнивание было отчасти достигнуто (см. график). Но сборов с потребителей не хватает для новых строек, а механизм договоров на поставку мощности (гарантируют закупку мощности новых станций по повышенной цене) в регионе не действует. Нет здесь и долгосрочных тарифов, которые позволили бы финансировать инвестпроекты за счет кредитных средств.
За десять лет власти предпринимали массу попыток найти источник средств для дальневосточной энергетики, но в основном речь шла о прямых вливаниях из бюджета для точечных решений. Например, Дальневосточная энергетическая управляющая компания (ДВЭУК), исходно созданная для антикризисного управления энергокомпаниями, с 2008 года вкладывает госсредства в местные электросети. Через нее же финансировались проекты в рамках подготовки саммита АТЭС в 2012 году. ДВЭУК просто получает ежегодные субсидии из бюджета, в отсутствие которых в ряде областей тарифы поднялись бы в несколько раз. В 2012 году государство решило спасти энергетику Дальнего Востока за счет присоединения проблемного "РАО ЭС Востока" к благополучному "РусГидро". Экс-глава "РусГидро" Евгений Дод в интервью "Ъ" прямо называл это решение "социальной телегой". Но и "РусГидро" долго не выдержало: в апреле господин Дод объявил, что "ни о каких социальных, гуманитарных и прочих инвестициях на Дальнем Востоке речи не будет". Ситуацию усугубляет огромный долг "РАО ЭС Востока", летом превысивший 84 млрд руб.
При этом оборудование дальневосточных электростанций изношено на 80%. Самые проблемные точки правительство начало субсидировать в 2012 году, выделив "РусГидро" 50 млрд руб. на четыре новые тепловые станции. Но их сметная стоимость составляет 87,7 млрд руб. В целом программа развития энергетики на Дальнем Востоке, разработанная "РусГидро", подразумевает ввод 4,4 ГВт новых мощностей до 2025 года, и источники финансирования за пределами упомянутых 50 млрд руб. неизвестны. В тарифы "РАО ЭС Востока" средства на строительство этих мощностей не заложены.
Теоретически в новых энергомощностях должны быть заинтересованы потребители, ведь Минэнерго ожидает в регионе энергетического ренессанса. В долгосрочном прогнозе спроса до 2035 года — даже без учета присоединения энергоизолированных районов — чиновники предполагают, что регион опередит остальную Россию по росту потребления: в консервативном сценарии его среднегодовой темп ожидается в 2,5% за счет развития нефте- и газохимического комплекса в Приморье и Амурской области и новых маршрутов экспорта углеводородов в Китай.
Однако у потребителей особое мнение — по всем более или менее реалистичным проектам они, как правило, готовы сами обеспечить себя электроэнергией, используя мощности "РАО ЭС Востока" только как резервные (см. интервью с директором НП "Сообщество потребителей энергии" Василием Киселевым). В связи с модернизацией БАМа и Транссиба нужно построить вдоль железнодорожной магистрали 4,2 тыс. км ЛЭП высокого напряжения и 4 тыс. МВА трансформаторной мощности до 2025 года, часть из которых пройдет по Амурской области, Хабаровскому краю, Якутии и Приморскому краю. Проект оценивается в 128 млрд руб. (52,8 млрд руб. на объекты на Дальнем Востоке) и претендует на средства ФНБ, но получить их целиком не позволяет неопределенность с окупаемостью. Для этого надо показать гарантии спроса со стороны не только ОАО РЖД, но и промышленных потребителей в районе БАМа и Транссиба, чего пока не произошло.
Участники рынка сходятся во мнении, что серьезным драйвером спроса на Дальнем Востоке могут стать только Китай и Япония. У того же "РусГидро" есть ряд потенциальных совместных проектов с КНР, однако от Пекина необходимы гарантии сбыта электроэнергии, которых пока получить не удалось. Япония же может решить проблемы энергодефицита после перезапуска нескольких блоков АЭС.
Дело всех и каждого
В результате решать проблемы по-прежнему приходится государству. В частности, расчищать баланс "РАО ЭС Востока" от долгов будет "РусГидро" с использованием финансирования ВТБ на 85 млрд руб. (банк получит 20% энергокомпании). Но и это решение временное, через пять лет "РусГидро" придется компенсировать ВТБ стоимость пакета, если сторонний инвестор купит его дешевле, чем банк при текущей сделке. Кроме того, и освобождение от кредитного бремени не позволит "РАО ЭС Востока" начать жизнь с чистого листа: при текущих тарифах проблема с доходами останется.
В правительстве тем временем сформировалось два ключевых взгляда на спасение энергетики Дальнего Востока. Первый продвигает Минвостокразвития и профильный вице-премьер Юрий Трутнев. Речь идет о снижении тарифов в регионе за счет надбавки к цене на мощность ГЭС на оптовом рынке электроэнергии. Официально схема не утверждена, но президент Владимир Путин уже поручил до конца октября рассчитать возможную величину надбавки. По оценкам участников рынка, она достигнет почти 5% (см. "Ъ" от 9 сентября). Второй, гораздо более сдержанный вариант разработало Минэкономики — это адресные бюджетные субсидии для энергоемких потребителей или резидентов ТОР, для чего необходимо 2-3 млрд руб. в год. Этот вариант гораздо больше устраивает потребителей, чем предполагаемое первым масштабное перекрестное субсидирование. Вопрос, какая из схем будет выбрана, остается открытым, но главное, что беспокоит отрасль,— кулуарность обсуждения стратегий — притом что последствия могут затронуть многих участников рынка далеко за пределами Дальнего Востока.
