Тарифная удавка Забайкалья

Тариф за электроэнергию состоит из трех основных составляющих: платы за её производство и приобретение энергии на рынке, плата за её передачу по сетям и сбытовой надбавки. Население по-прежнему рассчитывается по строго регулируемым ценам. Тариф на электроэнергию для предприятий частично отпущен на «свободу».

Если точнее, две доли тарифа — передача и сбыт — регулирует государство, а вот цена производства и, соответственно, покупка электроэнергии происходит на свободном рынке. Причем плата за приобретение этого блага цивилизации на рынке, в свою очередь, состоит из двух частей — плата за электроэнергию и за мощность.
Рост тарифа на электроэнергию в 2015-м, по сравнению с 2014-м, в Забайкальском крае составил в среднем 12 процентов, или плюс 40 копеек. У разных потребителей, подключённых на разных уровнях напряжения, да и в различные месяцы года, суммы заметно отличаются от этих цифр.

— С 2006 по 2014 год идет устойчивый рост тарифа на передачу энергии по сетям. Стоимость производства энергии с 2012-го показала даже небольшое снижение, это как раз рыночная, нерегулируемая часть тарифа. В 2015 году стоимость производства энергии снова немного подросла, — поясняет Анатолий Старостин.

Как уже неоднократно заявляли представители бизнеса, высокая цена электроэнергии в Забайкалье мешает быть конкурентоспособными. На днях директор Дарасунского завода горного оборудования Сергей Белоногов сообщил автору этих строк, что предприятие по-прежнему заказывает крупногабаритное литье в городе Ангарске Иркутской области. «Там, даже с учетом транспортных расходов, детали производить дешевле», — посетовал Сергей Анатольевич. Кстати, стоимость киловатта в Иркутской области в два-три-четыре раза меньше, чем в Забайкалье. Владимир Алексеев, руководитель Ассоциации товаропроизводителей Забайкалья, сообщил, что читинский бизнес платит за киловатт сумму от 6 рублей до 6 рублей 40 копеек. В том числе и «благодаря» энерготарифам забайкальские предприниматели с мозгами и деньгами покидают этот багуловый край попытать счастья в другом месте.

В Забайкалье, как по закону подлости, сошлось несколько факторов, которые дополнительно способствуют росту цен на электроэнергию. Местные электростанции уже который год не проходят конкурентный отбор мощностей из-за высокой стоимости как раз мощности и работают вне рынка, по особым условиям. Отчасти потому, что производство энергоресурса на угольных электростанциях обходится дороже, чем на ГЭС.

— Эти электростанции из-за высокой стоимости мощности не попадают в конкурентный сегмент оптового рынка, где цены на мощность более низкие. Федеральный регулятор, по согласованию с региональной властью, заносит их в список «вынужденных генераторов», — продолжает Анатолий Старостин. — Далее, по правилам оптового рынка энергии, работающие в «вынужденном режиме» электростанции или отдельные генераторы продают свою мощность именно в пределах ценовой зоны региона по тем самым более высоким ценам. По действующим правилам, если электростанция не может продавать энергию дешевле, работает в «вынужденном режиме», она признается неэффективной, и ее оборудование подлежит выводу из работы. Предполагается вывод с оптового рынка дорогих неэффективных генераторов и замещение их более дешёвыми производителями энергии. Что самое главное в этом механизме — это создание реальной конкурентной среды с целью снижения стоимости электроэнергии для конечных потребителей.

Только реализовать этот принцип в отношении Читинской ТЭЦ-1 и Харанорской ГРЭС нельзя, других источников электроэнергии и тепла нет. В Забайкалье действует «вынужденный режим» по электрике, это относится к двум энергоблокам Харанорской ГРЭС. Шесть турбогенераторов Читинской ТЭЦ-1 работают в «вынужденном режиме» по теплу. Согласно распоряжению Правительства РФ станции будут находиться в списке «вынужденных генераторов» до конца 2017-го (Харанорская ГРЭС) и 2019-го (Читинская ТЭЦ-1). Мощность третьего энергоблока Харанорской ГРЭС оплачивают не только потребители Забайкалья, но и других регионов Сибири, иными словами его стоимость распределяется между всеми потребителями Сибири.

Что любопытно, более возрастная по сравнению с «Хараноркой» Краснокаменская ТЭЦ в очередной раз прошла отбор мощностей и работает на рынке в конкурентном более дешёвом сегменте…

— При этом, если сравнивать установленную мощность и прибыльность работы Харанорской ГРЭС с мощностью и прибыльностью других станций головного собственника ОАО «Интер РАО — Электрогенерация» за 2014 и 2013 годы, то складывается интересная картина. Харанорская ГРЭС показывает прибыль от продаж на уровне, близком к Пермской ГРЭС и Костромской ГРЭС! А их установленная мощность в три-пять раз выше. Например, в 2013 и 2014-м наша электростанция принесла прибыль от продаж 3 429 866 тыс. рублей и 2 948 397 тыс. рублей соответственно. Костромская ГРЭС за эти же годы заработала 3 181 252 тыс. рублей и 3 289 923 тыс. рублей. Установленная мощность Костромской ГРЭС — 3600 мегаватт, а Харанорской — 655 мегаватт. Это официальные отчеты энергокомпании, опубликованные на ее официальном сайте, — говорит собеседник «ЗР». — То есть надо признать, что в структуре Интер РАО Харанорская ГРЭС, являясь «вынужденным генератором» с высокой ценой мощности, в том числе за счет потребителей дает хороший финансовый результат.

Примерно та же картина складывается, по мнению Анатолия Старостина, и в Читаэнерго — филиале МРСК-Сибири, эта компания, как основная, отвечает в Забайкалье за передачу электроэнергии по распределительным сетям. Прошли те времена, когда Читаэнерго недополучало доходы из-за проблем договора «последней мили». Вышел закон, который вернул в Читаэнерго финансовый поток денег от крупных потребителей.

Сегодня основное финансирование дают филиалу две составляющие — плата за передачу энергии и плата за технологическое присоединение к сетям. Стоимость подключения в крае составляет от 550 рублей для частного сектора до сотен миллионов рублей для промышленных потребителей. Электрификация Южного хода обошлась в сумму порядка миллиарда рублей.

— Как я понимаю, источником финансирования затрат капитального характера Читаэнерго, по всей видимости, являются тарифные решения, фактически потребители развивают комплекс распределительных сетей. Физический объем передачи электроэнергии по сетям Читаэнерго в общем объеме МРСК-Сибири составляет в среднем около 4,5 процента за 2013 год. За семь лет, с 2008 по 2014-й, доля выручки Читаэнерго от технологического присоединения в объеме МРСК-Сибири составляет около 40 процентов, — приводит пример Анатолий Старостин.

Вывод после всех озвученных экспертом цифр напрашивается непопулярный, но достойный внимания антимонопольной службы и региональной службы по тарифам. За счет потребителей энергетики зарабатывают неплохие средства, если сравнивать с коллегами в других регионах, и, похоже, не пытаются умерить свои запросы.

И хоть пока финансовые результаты этой энергокомпании внушают надежду, проблем здесь все-таки больше, чем у прочих энергетиков.

— Наша отрасль, — говорит Анатолий Старостин, — достаточно консервативна, за три-четыре года крупные объекты не обновишь и не построишь. Возврата капитала здесь придется ждать долго. Необходимо сегодня задавать вопрос: а что после 2019-го? Когда «вынужденный режим», согласно распоряжению Правительства РФ, для станций ТГК-14 закончится. Есть ли повод надеяться, что Правительство РФ согласится вновь признать ходатайство региональной власти и продлит «вынужденный режим»? Будут ли потребители региона оплачивать более высокую стоимость мощности генераторов или?.. В «вынужденном режиме» станции ТГК-14 работают с 2012-го. Еще тогда обсуждались альтернативные решения проблем, например, привлечение федеральных средств для обновления устаревших объектов.

И вот тут хотелось бы видеть определенную активность региональных и муниципальных властей.

Отметим, что в свое время Агинский округ за счет федеральных денег построил крупную подстанцию напряжением 110 киловольт, реконструировал комплекс электрических сетей в районах округа на сотни миллионов привлеченных федеральных средств. Десять лет назад планировалось на Читинской ТЭЦ-1 за счет федеральных средств построить градирни и заменить один из автотрансформаторов, велись согласования этих вопросов на федеральном и местном уровнях. Действующее тогда РАО «ЕЭС России» помогало и содействовало. Все это происходило в рамках федеральной целевой программы развития Дальневосточного региона и Забайкалья.

Была определена и согласована сумма необходимых средств — более миллиарда рублей. Но акционеры ТГК-14 по какой-то причине отказались от этого, градирни были забыты, затраты на замену автотрансформатора включили в тариф за счет потребителей.

— Мне не хотелось бы так думать, но создается впечатление, что тот инвестор, который в свое время зашел в ТГК-14 после РАО «ЕЭС России», не сильно-то заботился обо всех этих проблемах, как и о стратегии развития компании в целом, — продолжает собеседник газеты. — И если в 2019 году у компании есть намерения все-таки выйти на конкурентный рынок электроэнергии, а не проситься вновь в «вынужденный режим», то ей придется сделать свой киловатт рыночным и конкурентоспособным, в этом случае деньги надо вкладывать сейчас.

Прошедшей зимой проблемы теплоснабжения Читы напомнили о себе снова. Сегодня администрация города Читы сдает внутриквартальные сети в аренду ТГК-14, по схеме этого договора необходимо выделять более 60 миллионов рублей в год именно на замену сетей, но средств не хватает.

— Совету при РСТ Забайкальского края было представлено несколько источников финансирования затрат подключения к централизованному теплоснабжению: это повышение эффективности в части техприсоединения, привлечение бюджетных средств и опять-таки увеличение тарифа. Нет ни слова про другие способы привлечения средств в развитие теплоснабжения — например, выпуск пакетов акций для «портфельных» инвесторов или выпуск купонных облигаций, развитие принципов концессионных соглашений и другое. Хотя проблематика применения этих механизмов в нынешней экономической ситуации понятна, но ведь было время.

С 2008-го, с того момента, когда РАО ЕЭС упразднили, прошло восемь лет, — говорит Старостин. — А почему бы, например, с застройщиками, которые фактически инвестируют развитие теплоснабжения, не поделиться определённым количеством акций ПАО «ТГК-14»? При этом сделать их заинтересованными партнёрами в деле управления и развития схемы теплоснабжения Читы. Возможно, они увидят целесообразность вложений в этот тепловой бизнес в больших объемах, чем только плата за техприсоединение. Почему бы не рассмотреть вариант о выделении комплекса теплосетей в отдельную дочернюю компанию ТГК и не пригласить застройщиков.

Сегодня надо отдать за технологическое присоединение к централизованному теплу 13,5 миллиона рублей за гигакалорию. Пусть за эти инвестиции инвестор-плательщик получал бы акции и мог участвовать в тепловом бизнесе вместе с энергетиками. В 1998 году муниципальные тепловые и электрические сети были взяты энергетиками у города в доверительное управление, тогда была очень тяжелая ситуация с платежами. За энергию от потребителей приходило, как тогда говорили, наличных «живых» денег всего около семи процентов. И на тот момент это было абсолютно правильное решение. Но прошло уже почти 18 лет, и очень многое изменилось. Мы наблюдаем парадоксальную ситуацию. Энергетики обращаются к городской власти с призывом: «давайте вкладывайте средства в развитие «вашего» муниципального имущества. Это имущество не является собственностью энергокомпаний, и на их развитие нет средств». Муниципалитет отвечает, что средств нет.

Анатолий Старостин считает, что собственнику-муниципалитету следует провести полный и объективный анализ, какую долю в общем бизнес-процессе энергокомпаний занимает муниципальное имущество, которым пользуются энергокомпании. Какие применяются тарифы, сколько реально передается по этим энергосетям энергии, каковы доходы, расходы, прибыль?

— Могу предположить после этого удивление городских властей, когда они увидят реальную картину. Реальная рыночная стоимость активов подразумевает многие факторы, в том числе и бизнес-процессы с участием этих активов, а не только, как многие считают, их стоимость по данным бухгалтерского баланса, — делится мнением собеседник газеты. — Я думаю, что муниципалитет сможет реально оценить финансовые потоки, в которых участвуют муниципальные энергосети, увидеть, насколько объективны средства на их содержание и развитие. Наверняка возникнет вопрос, а почему электросетями города пользуются бесплатно? Я думаю, что эти процедуры позволят городской администрации сформулировать для себя реальную рыночную стоимость муниципального энергохозяйства. Опираясь на объективную их стоимость, долю участия в процессе энергоснабжения потребителей города, можно по-партнерски рассматривать с энергетиками различные варианты использования этих сетей как концессионное соглашение. Резонно предусматривать паритетное финансирование пропорционально финансовым потокам и получаемым доходам.

Пока же ситуация выглядит как в истории с арендой машины. Один человек отдал соседу в аренду свой автомобиль потаксовать. Арендатор, поработав на этой машине некоторое время, обращается к собственнику и говорит: «надо на что-то шины заменить». Сколько при этом заработал таксист, одному богу известно.

Для полноценного развития комплекса теплосетей города тоже требуются федеральные средства. Но, по мнению Анатолия Старостина, для этого нужны реальные готовые проекты.

— Сегодняшняя ситуация в РФ такова, что мы можем по пальцам пересчитать крупные объекты в стране, которые строятся или будут строиться за счет федеральных средств. Это — космодром «Восточный», объекты развития в Приморском крае, проекты РЖД на БАМе, — говорит Анатолий Старостин. — Чтобы получить федеральные деньги, необходимо подготовить полноценные проекты, доказывать их необходимость, эффективность. Пока не озвучена позиция акционеров ПАО «ТГК-14» и руководства края, и в целом стратегия развития энергетики Забайкалья. Теплофикация городов — это проблема не только энергетиков, но и, в первую очередь, власти, ведь масштабы развития города через разработку и утверждение генплана задает власть. Генплан показывает, сколько прирастет потребителей от производственной, социальной сферы, населения, и где они будут располагаться, сколько, когда и где потребуется для этого энергоресурсов. Я думаю, что в решении этих проблем должно быть заинтересовано руководство края.

Энергетикам же не стоит забывать, что тариф — это не единственный источник для развития энергетики. Классически он обеспечивает текущую эксплуатацию и содержание оборудования. Предусматривать только в тарифе полноценное развитие — нонсенс. И чтобы поискать средства вне тарифа, региональным властям и региональным энергетикам необходимо наконец-то объединиться и сесть за стол переговоров для разработки и создания полноценной энергетической стратегии Забайкалья, абсолютно при этом понимая всю сложность этого процесса.