«Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) может получить на энергорынке преференции для угольной Новочеркасской ГРЭС (НчГРЭС): компания претендует на повышенный тариф для нее вплоть до 2026 года. Нагрузка на рынок от этой меры, по оценкам аналитиков, может составить 14 млрд руб. В качестве альтернативы ФАС также предлагает энергетикам получить у ОАО РЖД скидку в 25% на перевозку угля. В монополии готовы пойти на снижение цен, но при условии роста перевозок угля.
Фото: Василий Дерюгин, Коммерсантъ / купить фото
С угольной НчГРЭС, работающей до 2021 года в вынужденном режиме (повышенный тариф; вводится для дорогой, но нужной для энергосистемы или теплоснабжения генерации), могут снять ограничение по предельному уровню тарифа вплоть до 2026 года. Поручение проработать такую возможность дано профильным министерствам по итогам совещания у главы Минэнерго Александра Новака 7 февраля (протокол есть у “Ъ”). Это не первая попытка ГЭХа добиться рыночных привилегий: в октябре 2017 года компания просила у Минэнерго надбавку к цене на мощность для угольных ТЭС — в размере дельты между ценами в Сибири и в европейской части РФ. Но регулятор тогда это не поддержал.
Сейчас тариф вынужденных генераторов ограничен — он не может быть выше, чем в предыдущем году. Это должно вынуждать собственника выводить дорогую для рынка генерацию. Угольные ТЭС в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) энергорынка проигрывают газовым, которые формируют цену на мощность (она росла здесь в 2012–2018 годах на 2 процентных пункта медленнее инфляции, следует из презентации ГЭХа). Цены на рынке на сутки вперед (РСВ, основная часть рынка электроэнергии) в 2012–2017 годах выросли также лишь на 25% при росте цены на уголь и газ на 50%. Убытки НчГРЭС, по оценке ГЭХа, составили около 1,5 млрд руб. в 2017 году. Ей продлили вынужденный режим до 2021 года, для угольной Череповецкой ГРЭС ГЭХ такую заявку не подавал. Но ситуация с поставками на нее угля «Интаугля» пока является тупиковой. Как следует из протокола совещания, для безубыточной работы «Интаугля» цену топлива нужно повысить до 970 руб. за тонну, но при сохранении цены до 600 руб. за тонну к 2019 году убытки компании составят 300 млн руб. Переселение жителей Инты при закрытии «Интаугля» оценивается в 30 млрд руб. Региональному правительству поручено проработать вариант субсидирования предприятия из федерального или регионального бюджетов. В правительстве Коми и «Интаугле» “Ъ” не ответили.
В ГЭХе “Ъ” подтвердили, что считают отмену фиксации вынужденного тарифа приоритетной мерой, это «позволит вывести работу угольных блоков на рынке мощности на безубыточность». В презентации холдинга указано, что для НчГРЭС тариф на мощность должен достичь 189 тыс. руб. за 1 МВт в месяц (сейчас цена на мощность на рынке — 111 тыс. руб.), экономический эффект, по данным “Ъ”, может составить от 750 млн руб. в год. По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», для безубыточности НчГРЭС ее тариф на мощность должен быть повышен на 60%, или на 68,5 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. Нагрузка на рынок от этого, по его оценке, может составить 14,1 млрд руб. до 2026 года.
В ГЭХе отметили, что вывод угольных блоков НчГРЭС обойдется кратно дороже, чем поддержка их в эксплуатации, а в Череповце доля транспортной составляющей в цене топлива достигает 35%. ФАС и ОАО РЖД по итогам совещания поручено рассмотреть снижение тарифа на уголь для ГРЭС. «ГЭХ уже обращался к ОАО РЖД, но получил отказ»,— сообщил холдинг.
В ФАС напомнили, что ОАО РЖД может снижать уровень тарифа для угля в рамках «тарифного коридора» на 25%, для этого компании могут направить предложения в ОАО РЖД. Там пояснили, что решения об изменении тарифов в рамках тарифного коридора принимает правление компании исходя из экономической целесообразности. ОАО РЖД готово рассматривать предложения грузоотправителей, в том числе угольщиков, при гарантии привлечения дополнительных объемов на отдельных маршрутах и по видам грузов, добавив, что тарифы для угля близки к уровню себестоимости. В Минэнерго и Минэкономики “Ъ” не ответили.
В «Сообществе потребителей энергии» считают, что для поддержки угольных ТЭС не требуется субсидирования, а для покрытия этих расходов ГЭХу достаточно высокой доходности газовых станций, построенных по договорам на поставку мощности (ДПМ, гарантируют возврат инвестиций за счет повышенных платежей) и маржинального ценообразования на РСВ.