Его энергетике прописано перекрестное субсидирование

Развитие традиционно проблемной энергетики Дальнего Востока могут профинансировать за счет потребителей из других регионов. Объем требуемых средств не уточняется, но на них предлагается реализовать ряд дорогостоящих проектов, в том числе ввести программу договоров на поставку мощности. 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