— Какие пути сокращения субсидий для энергетики Дальнего Востока вы видите?
Фото: пресс-служба "РАО Энергетические системы Востока"
— Основное условие для этого — доведение отпускных тарифов энергокомпаний до экономически обоснованного уровня. Второе — существенное снижение себестоимости производства энергии. Поскольку и того, и другого добиться в ближайшей перспективе сложно, субсидирование, очевидно, на какой-то период останется, хотя должно постепенно уменьшаться. Если исключить сейчас субсидирование, то это приведет к росту тарифа для потребителей, ведь энергокомпаниям все равно необходимо покрывать издержки. Чтобы избежать давления на тариф, мы предлагаем как один из механизмов перераспределение платежей с оптового рынка на Дальний Восток.
— Во сколько вы оцениваете расходы дальневосточных компаний, которые необходимо компенсировать?
— Смотря какую задачу ставить — только выравнивание тарифов или учет в них инвестиционной составляющей, которая пока носит в основном теоретический характер. Если идти по второму пути, мы оцениваем необходимые компенсации в 184 млрд руб. в ближайшие десять лет, то есть в среднем через платежи с оптового рынка нам может идти 18,4 млрд руб. в год. Такой механизм перераспределения средств позволил бы ускорить модернизацию существующих активов и начать реализацию приоритетных проектов на Дальнем Востоке.
— Во сколько вы в целом оцениваете программу развития энергетики Дальнего Востока?
— До 2025 года программа предусматривает инвестиции в объеме около 750 млрд руб. для территории, ответственность за энергообеспечение которой лежит на нашем холдинге, из них на объекты тепловой энергетики «РАО ЭС Востока» необходимо 630 млрд руб. Еще 120 млрд руб.— строительство противопаводковой ГЭС, оценка стоимости реконструкции магистральных сетей ФСК, связанной с вводом и модернизацией генерирующих объектов.
— Откуда компания планирует привлечь остальные средства, если с опта предлагается брать не более 30%?
— Математика простая. Мы можем сколько угодно заявлять все инвестиции из программы в бюджеты всех уровней или на опт, но очевидно, что 60–70 млрд руб. в год мы так не соберем. 18 млрд руб.— та нагрузка, которая может быть приемлемой для оптовой зоны и не приведет к существенному удорожанию электроэнергии, в то же время для нас она станет серьезным катализатором для привлечения остальных денег. Например, на базе уже имеющихся предложений по финансированию строительства и модернизации станций от наших азиатских партнеров мы могли бы организовать экспортное финансирование соответствующих банковских структур, существенно снизив его стоимость и растянув сроки выплат. При этом партнеры стали бы участниками проектов. Мы заинтересованы максимально снизить нагрузку на тариф от строительства новых станций, и такая первоначальная поддержка позволит нам запустить многие проекты.
— Ваша программа рассчитана на рост энергопотребления? Кто может его обеспечить?
— В базе программа рассчитана на замещение выбывающих мощностей — это 2,5 ГВт. Это давно назревшая реновация мощностей, парковый ресурс у ряда объектов исчерпан дважды. Нам просто не продлят его использование. Есть, конечно, и избыточные мощности, несущие только электрическую нагрузку, их мы закрываем, замещая строительством сетей, но большинство станций несут тепловые нагрузки. Если их электрическая мощность не востребована, мы переводим их на режим котельной в некоторых случаях. Но по многим энергоузлам необходим полноценный ввод новых замещающих мощностей, работающих по тепловому графику, и на это требуются деньги. С учетом инвестиционного цикла проектов на Дальнем Востоке, нужно их проектировать уже сейчас, чтобы успеть к закрытию старых станций.
Спрос на электроэнергию на Дальнем Востоке сейчас растет медленно, меньше 1% в год. Но мы рассчитываем, что планы по развитию энергоемких производств, в том числе в ТОРах, реализуются. К моменту их запуска, в течение десяти лет, нам необходимо построить еще 1,5 ГВт новых энергомощностей.
Речь об амурских заводах «Газпрома» и СИБУРа, заявках на техприсоединение существующих резидентов ТОР, плюс газопровод «Сила Сибири» и проект ВНХК «Роснефти», а также ряд других. Развитие Владивостока как города-порта также увеличит инвестиции в инфраструктуру, что для нас приведет к необходимости строительства новых энергообъектов. Инвестор никогда не придет, пока нет инфраструктуры для энергоснабжения, поэтому мы должны понимать перспективные точки роста еще до заявок на техприсоединение, а новые площадки станций должны обязательно предусматривать потенциал для расширения.
— Пытаетесь ли вы договориться с потенциальными потребителями о соинвестировании в энергопроекты?
— Мы в плотном контакте с Минвостокразвития в части энергообеспечения ТОР. Мы предлагаем создать площадку на базе одного из министерств, которая бы позволяла всем представлять точно, когда и что появится, синхронизировать инвестиционные планы. Невыгодно готовить схемы выдачи мощности под каждого отдельного потребителя, надо объединять заявки на энергообеспечение на 2017–2018 годы и более поздние периоды.
С конкретными потребителями мы также разделяем финансирование. Так, наш мегапроект по Чаун-Билибинскому энергоузлу как раз предусматривает, что часть ответственности в рамках собственных бюджетов берут на себя администрация Чукотки и Баимская горнорудная компания (БГК). Наша общая задача — скоординировать действия всех участников. Проект связан с выводом из эксплуатации Билибинской АЭС «Росатома», к этому времени нам надо построить замещающий источник электроэнергии и сети, связывающие Певек и Билибино, а также Билибино и месторождения БГК. Следующий этап, пока обсуждаемый — строительство сетей от Песчанки (месторождение БГК) до Усть-Среднеканской ГЭС, он также может быть реализован за счет частных инвесторов. Другой пример — ТОРы, там инфраструктура строится за счет федерального бюджета. Такое взаимодействие может быть эффективным и взаимовыигрышным только при хорошей координации планов всех инвесторов на этой территории.
— В последние годы подписано много рамочных соглашений с китайскими, корейскими, японскими компаниями, но до реализации пока никто не дошел. В чем сложности?
— Возможно, сотрудничество продвигается недостаточно быстро, но оно продвигается. Перспективы экспортных энергопроектов зависят от выбранной концепции. Их, по сути, две: возведение выделенных экспортно-ориентированных мощностей и экспорт сверхбалансовой энергии, когда проект строится в первую очередь под внутрироссийские потребности и реализуются только излишки электроэнергии. Первая концепция имеют свои плюсы, но и массу рисков. Когда вы строите мощности только для Китая или Японии, вы зависите от них. Необходимо хеджировать риски того, что в случае изменения рыночной конъюнктуры электроэнергию будет некому продавать. Это долгосрочные контракты с формулой цены, но все понимают, что через два-три года ее могут потребовать пересмотреть. Во многом это риски не только энергоэкспортера, но и других участников российского рынка, которые могут оказаться в зависимой ситуации. Например, поставщики угля или другого топлива, социальная ответственность. Когда потребитель всего один, переговоры с ним могут долго затягиваться.
Во втором случае вы строите станцию, в первую очередь ориентируясь на собственного потребителя: по такой схеме мы изучаем проекты энергоэкспорта с Сахалина в Японию, из Приморья в Китай и Северную Корею. Чтобы избежать сильной нагрузки на тариф, мы должны хорошо понимать источники финансирования таких станций в отсутствие рынка на Дальнем Востоке, балансовую ситуацию в регионе. Здесь экспорт — лишь одно из возможных направлений сбыта. Невыгоден экспорт сейчас — большой трагедии нет, есть другие потребители. Полагаю, второй путь для Дальнего Востока более перспективен.