На краю света
Инвестиции
Дальневосточной энергетике после 20-летней инвестиционной паузы срочно требуется инвестиционный механизм. Энергокомпании региона ни самостоятельно, ни за счет потребителей не могут справиться с финансированием инвестпрограмм. Государство же, остающееся ключевым гарантом инфраструктурного развития Дальнего Востока, до сих пор не смогло определиться с тем, как вкладывать средства в электростанции восточных регионов страны, и не создало на уровне законодательства условий для привлечения инвестиций со стороны частных инвесторов.
Изолированный Восток
Дальневосточную энергосистему можно смело назвать наиболее проблемным энергохозяйством в России. Большая часть территории гигантского региона разбита на отдельные "микроэнергосистемы", часть из которых представляет собой дизельные ТЭС или ДЭС, снабжающие электричеством один-два поселка. В объединенную энергосистему (ОЭС) Востока включены лишь мощности юга ДФО (Приморье, Хабаровский край, Амурская область, Еврейская АО и юг Якутии). При этом ОЭС Востока хотя и связана сетями с соседней ОЭС Сибири, но не синхронизирована с ней (то есть перетоки электроэнергии возможны только через специальные подстанции — вставки постоянного тока, аналогичные тем, что используются при экспорте электричества из России, скажем, в Финляндию). Наконец, энергосистемы Камчатки, Сахалина, Магаданской области, Чукотки, Якутии в силу своей удаленности от обжитых территорий вынуждены функционировать абсолютно автономно.
Единая ОЭС Востока, на которую приходится примерно три четверти энергопотребления ДФО (более 30 млрд кВт ч), развита крайне непропорционально. На севере ОЭС расположены две крупные ГЭС "РусГидро" — Бурейская и Зейская — суммарной мощностью 3,3 ГВт, Нерюнгринская ГРЭС в Якутии (570 МВт), Хабаровские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 мощностью свыше 1,1 ГВт и ряд других электростанций. При этом максимальный объем энергии потребляется на юге Приморья, во Владивостоке и расположенных рядом городах. В районах ГЭС, в Нерюнгри и в Хабаровском крае формируется избыток электроэнергии, но имеющейся сетевой инфраструктуры для передачи этих объемов в Приморье недостаточно. В регионе в основном используются сети напряжением 110-220 кВ, чего не хватает для надежного энергоснабжения.
Значительная часть мощностей электроэнергетики Дальнего Востока успела устареть. Например, первые агрегаты Майской ГРЭС в Советской Гавани, Артемовской ТЭЦ и Комсомольской ТЭЦ-1 были введены в строй еще в 1930-х годах, ряд мощностей вводился в послевоенные годы, когда началось развитие промышленности региона. Кроме того, ряд электростанций неэффективен из-за высокого расхода топлива. "На 1960-1980 годы пришелся массовый ввод объектов теплоэлектроэнергетики,— отмечает начальник отдела методологии оценочной деятельности АКГ "МЭФ-Аудит" Константин Гречухин.— В то время решения о строительстве основывались на обслуживании крупных промышленных комплексов. А после крушения СССР многие проекты так и не были реализованы". "Причина высокого износа тривиальна: мощности вводились в строй достаточно давно и не обновлялись в 1990-е годы,— добавляет руководитель департамента исследований ТЭКа Института проблем естественных монополий Александр Григорьев.— В то время как в 1980-е годы в европейской части страны строились новые АЭС, а ТЭС переводились с угля на газ, на Дальнем Востоке таких масштабных модернизаций в тепловой генерации не было".
Тепловая генерация ДФО до последнего времени действительно была практически целиком угольно-мазутной. "В регионе очень высокий уровень использования угля при производстве энергии — около 70%, тогда как по стране средняя величина 30%. Поэтому в связи с высокой себестоимостью стоимость энергии в среднем вдвое выше общероссийских показателей",— отмечает Константин Гречухин. Электростанции работали на местных (нерюнгринских, лучегорских) или привозных углях. Газификация Сахалина, Камчатки, Хабаровского и Приморского краев началась лишь в 2000-х годах.
Между китайской экономикой и российским государством
Практически вся энергетика Дальнего Востока подконтрольна государству. Ключевым игроком в отрасли является тандем госкомпаний "РусГидро" и "РАО Энергосистемы Востока". "РусГидро" владеет крупными ГЭС и геотермальными станциями на Камчатке, а также контрольным пакетом акций "РАО ЭС Востока". Этому холдингу, в свою очередь, подконтрольны практически вся тепловая энергетика, распределительные сети, энергосбытовые компании. За пределами этой структуры остаются лишь магистральные сети Федеральной сетевой компании, Билибинская АЭС "Росэнергоатома", а также некоторые энергоактивы промышленных компаний (например, Светлинская ГЭС АЛРОСА). Более мелкими игроками являются Дальневосточная энергетическая управляющая компания, играющая роль одного из агентов по освоению некоторых целевых госинвестиций (например, создание отдельных элементов энергетической инфраструктуры для саммита АТЭС или нефтепровода ВСТО), а также принадлежащая "Интер РАО ЕЭС" Восточная энергетическая компания, которая ведет экспортные операции с Китаем.
Понимание того, что дальневосточной энергетике потребуются значительные инвестиции, было еще в период работы РАО "ЕЭС России", которое до 2008 года контролировало и гидрогенерацию, и тепловые электростанции ДФО. Специалисты энергохолдинга незадолго до его ликвидации предлагали удвоить генерирующие мощности в ДФО, построив за десять лет электростанции мощностью 10 ГВт. Основным потребителем энергии этих станций (около 60 млрд кВт ч в год) должен был стать Китай. Однако выяснилось, что большого интереса к проекту со стороны КНР нет (в 2000-х годах китайцы, несмотря на бурное развитие приграничных с Россией регионов, энергию на Дальнем Востоке не закупали). А сразу после ликвидации энергетической госмонополии "РАО ЭС Востока" столкнулось с тем, что собственных средств у компании на большие стройки не хватает. Энергорынка, а также механизмов на уровне законодательства, которые позволяли бы создавать условия и гарантии возврата инвестиций, на Дальнем Востоке нет, тарифная политика государства в подавляющем большинстве случаев не позволяет энергокомпаниям получать средства на новые крупные проекты.
Роста спроса со стороны Китая, на который рассчитывало РАО ЕЭС четыре года назад, так и не последовало. В 2009 году "Интер РАО ЕЭС" удалось возобновить поставки электроэнергии в КНР, но их объем составлял всего 854 млн кВт ч в год.
В конце прошлого года ФСК ввела новую трансграничную ЛЭП мощностью 500 кВ, за счет которой экспорт в 2012 году может увеличиться до 2,6 млрд кВт ч. Но это все равно на порядок меньше того объема, который прогнозировали в РАО.
Планов по дальнейшему увеличению перетоков пока нет, более того, по неофициальным данным, экспорт в КНР не слишком выгоден. Во всяком случае, "Интер РАО" фактически заморозило проект строительства угольной ТЭС в Хабаровске мощностью до 460 МВт, который еще пару лет назад рассматривался как перспективный источник энергии для Китая.
Эксперты расходятся в оценках перспектив китайского спроса. "Скорее всего, поставки в Китай будут возрастать",— полагает господин Гречухин. Александр Григорьев, напротив, более осторожен и называет перспективы развития экспортно ориентированных проектов в энергетике на китайском направлении "достаточно туманными". По его мнению, "Китай заинтересован в импорте только очень дешевой электроэнергии, а такой не хватает и на российском Дальнем Востоке, где цены и тарифы одни из самых высоких во всей России: для промышленных потребителей они превышают среднероссийский уровень примерно в 1,5-1,6 раза".
Но и сам по себе Дальневосточный регион сейчас может похвастаться высокими для страны темпами роста энергопотребления. За семь месяцев 2012 года выработка электростанций ОЭС Востока составила 26,7 млрд кВт ч (на 5,7% больше, чем в январе--июле 2011 года). Потребление в этот период выросло на 3,5%, до 25,3 млрд кВт ч. Эти цифры выше, чем в остальных энергосистемах страны. Так, в среднем энергопотребление в России за первые семь месяцев 2012 года выросло лишь на 1,7%. "Рост спроса на электроэнергию на Дальнем Востоке действительно опережает среднероссийские показатели,— соглашается господин Григорьев.— Так, например, в 2011 году рост потребления в ОЭС Востока составил 1,45%, а в среднем по ЕЭС России — 1,16%". Но, по мнению эксперта, это объясняется саммитом АТЭС и связанным с ним строительством: "За счет эффекта изначально низкой базы мы и получаем такие высокие показатели прироста". Однако насколько сильно будет расти спрос на электроэнергию в ДФО после саммита, пока не ясно.
Сахалинский "новый свет"
Пока практически весь прирост потребления в ДФО обеспечивается старой энергосистемой. Сейчас приоритетом является замена устаревших и ненадежных энергомощностей, пояснили в "РусГидро" свою позицию в отношении инвестпрограммы "РАО ЭС Востока". В последние годы вводов в строй крупных объектов в Дальневосточной энергосистеме было немного: достройка Бурейской ГЭС, газификация отдельных генерирующих станций, сетевое строительство для ВСТО. Первым серьезным объектом, построенным здесь, стал пятый энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, введенный в строй в конце августа. Дополнительные 91,2 МВт, обошедшиеся "РАО ЭС Востока" в 3,3 млрд руб., увеличили мощность электростанций Центрального энергорайона Сахалинской энергосистемы примерно на 16%. Как отметили в РАО, таких проектов на острове не строили 30 лет. До этого, в 1990-2000-х годах, даже несмотря на бурное развитие в области нефтегазовых шельфовых проектов, новую генерацию в общей энергосистеме не вводили.
Но уже следующий энергопроект на Сахалине холдинг самостоятельно не вытянул. Для того чтобы построить четвертый энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на 140 МВт, пришлось создавать партнерство между властями области, Росимуществом и "РАО ЭС Востока", причем наибольший пакет остался у региона. В данном случае регион имел возможность инвестировать в собственную энергетику, но вряд ли стоит ожидать, что такую схему можно распространить на весь ДФО.
Средства есть, инвестиций нет
В "РусГидро" "Ъ" рассказали, что сейчас рассматриваются "все возможные источники для финансирования проектов развития" на Дальнем Востоке. "Это может быть проектное финансирование по отдельным станциям совместно с государством, заемные средства ВЭБа, а также в случае наличия у проекта экспортного потенциала финансирование иностранными экспортными кредитными агентствами,— заявили в компании.— В отдельных случаях, как с Уссурийской ТЭЦ, одним из источников финансирования станут деньги, полученные от продажи активов — в данном случае речь идет о Дальневосточной распредсетевой компании". Этот актив предполагается продать ФСК: в утвержденной Минэнерго инвестпрограмме "РАО ЭС Востока" в 2013-2014 годах заложено 11 млрд руб., которые холдинг должен получить в рамках этой сделки.
Кроме того, в "РусГидро" ожидают, что менеджмент РАО будет "более активно" работать с регионами, чтобы получать долгосрочные тарифы, обеспечивающие возврат инвестиций. В частности, компания предлагает сохранять на период окупаемости новых газовых энергоблоков высокий "угольный" тариф. Строить не на условиях окупаемости само "РАО ЭС Востока" уже не хочет. "Памятники в тайге мы строить не готовы",— отметил во время ввода пятого блока Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 глава компании Сергей Толстогузов. В Минэнерго также отметили, что могут быть использованы долгосрочные договоры (на 15-20 лет) поставки мощности. Аналогичный механизм (ДПМ) используется в европейской части России и в Сибири, где на оптовом энергорынке введена модель конкурентного ценообразования.
Но пока наладить взаимодействие ни с одним из потенциальных инвесторов не удалось. Так, на 2012 год "РАО ЭС Востока" планировало инвестпрограмму в размере 20,1 млрд руб. Но в мае Минэнерго согласовало совсем другие цифры: на этот год все затраты энергохолдинга должны составить 5,15 млрд руб., в дальнейшем инвестиции должны увеличиться. (За три года РАО вложит 38,1 млрд руб. Большая часть вложений этого года — это средства (4,7 млрд руб.), оставшиеся от продажи "РусГидро" нескольких региональных энергосбытов, переданных "РАО ЭС Востока" при ликвидации РАО "ЕЭС России".)
В пресс-службе министерства "Ъ" пояснили, что согласованная инвестпрограмма бездефицитна: "Источники финансирования заложенных в нее работ полностью понятны". Но, добавляют в Минэнерго, остаются вопросы в отношении финансирования ряда объектов, по которым сейчас идет подготовка проектно-сметной документации. "Для их решения прорабатывается возможность бюджетного финансирования в рамках ФЦП "Развитие Дальнего Востока и Забайкалья до 2018 года", но говорить о точных суммах можно будет только после окончательного формирования и утверждения данной программы",— уточнили в министерстве.
ВЭБ и принадлежащий ему Фонд развития Дальнего Востока и Байкальского региона, которые чаще всего считаются потенциальными источниками средств для "РАО ЭС Востока", пока, по данным "Ъ", не приняли решения ни по одному из инвестпроектов энергохолдинга, хотя переговоры на эту тему велись. "Возможное участие финансовых организаций, в том числе ВЭБа и Фонда развития Дальнего Востока и Байкальского региона, в реализации инвестпрограммы "РАО ЭС Востока" определяется способностью этой компании обеспечить срочность, платность и возвратность привлекаемых средств",— заявил "Ъ" глава дирекции государственно-частного партнерства Внешэкономбанка Александр Баженов.
По его словам, проблема реализации инвестпрограммы РАО часто увязывается с ограниченными возможностями финансирования этой компании, из-за того что она уже исчерпала свой кредитный лимит. Но эта проблема является общей для всех отраслей инфраструктуры. "В этой связи решение надо искать и в реорганизации инвестиционной деятельности с переходом на принцип проектного финансирования инвестпроектов и увязкой возвратности инвестиций с юридически обязывающими условиями использования инфраструктурных объектов (их регулирования, сформированного рынка сбыта, условий долгосрочных поставок топливных ресурсов, возможных субсидий на покрытие плановой убыточности, увязанных с обоснованным бюджетным эффектом от снятия инфраструктурных ограничений на экономическое развитие территории",— говорит менеджер ВЭБа.
Наконец, использование денег экспортных кредитных агентств упирается в перспективы поставок электроэнергии за рубеж, то есть в тот же Китай. Но в последнее время китайские инвесторы также проявляют осторожный интерес к энергетике Дальнего Востока. В 2011 году вопрос о строительстве ТЭС на Ерковецком угольном разрезе изучала State Grid Corporation of China (Государственная электросетевая корпорация Китая), но эту компанию интересовали создание под проект особой экономической зоны и льготное налогообложение. А в июне в Пекине "РАО ЭС Востока", Банк Китая и хейлунцзянский машиностроительный альянс "Амур Энергострой Альянс" подписали соглашение о стратегическом сотрудничестве по проекту Уссурийской ТЭЦ мощностью 370 МВт. Альянс в этой ситуации заинтересован, в частности, в сбыте своей продукции, Банк Китая может обеспечить финансирование стройки.
Но пока ни один из механизмов финансирования реконструкции дальневосточной энергетики полностью не задействован. Государство занималось прямым бюджетным финансированием энергетиков лишь в рамках целевых программ, регионы ограничены в своих инвествозможностях. Китай пока остается потенциально хорошим рынком, но обязательств по импорту или по вложениям в Россию не дает, а ВЭБ и другие финансисты ждут условий окупаемости инвестиций, разработка которых, в свою очередь, далека от финала. В результате сам факт реализации инвестпрограммы "РАО ЭС Востока" по-прежнему остается под вопросом. Государство на экономически слабом Дальнем Востоке остается пока единственным гарантом сохранения и развития инфраструктурных отраслей, но эффективно инвестировать в отрасль (без привязки к мегапроектам вроде саммита АТЭС или Олимпиады в Сочи) оно до сих пор толком не готово.
