РЭН 2018. Записки на манжетах. Часть первая

ДАЛЬНИЙ ВОСТОК

Создание третьей ценовой зоны оптового энергорынка в ДФО
В ДФО работают госкомпании. Одна из них ДГК. Входит в «РусГидро». Минэнерго прорабатывает вопрос создания ценовой зоны в ДФО, рассчитывая возможности для этого.
Возможность приватизации ДГК?
У Минэнерго работает окончательных решений нет.
В ДФО по программе модернизации будут конкурсы или целевое финансирование энергостроек?
В ДФО и неценовых зонах зарезервирован объем в 152 млрд руб. для модернизации и реконструкции ТЭС. Минэнерго предполагает, что это до 1,3 ГВт, оплата по которым будет проходить посредством внедрения специальной инвестиционной надбавки. Объекты будут отбираться правительственной комиссией по электроэнергетике исходя из целесообразности строительства или модернизации. В проработке пять электростанций (РусГидро?).
Сетевая ДРСК останется у «РусГидро» или может быть выведена в «Россети»?
«РусГидро», естественно, считает, что активы должны остаться у них. «Россети» выступают за то, чтобы распредкомплекс выступал в качестве их дочерней структуры, как МРСК, а линии высокого напряжения были переданы в ФСК.

Долгосрочные тарифы будут распространяться и на Дальний Восток?

Долгосрочные тариф касается и ценовых зон, и Дальнего Востока, и изолированных энергосистем. На сегодняшний день есть серьезный перекос при определении тарифов на уровне региональных энергетических комиссий для ТСО. Эти тарифы отличаются в разы. Сначала нужно их приводить в соответствие, а потом уже от этой уточненной базы индексировать на долгосрочный период. Долгосрочный тариф даст возможность как ТСО, так и «Россетям» планировать свою инвестиционную деятельность и оптимизировать расходы, исходя из того, что они не станут в будущем вырезаться при тарифном регулировании, как это происходит сейчас.
Что касается оплаты за резерв сетевой мощности, сегодня законодательство построено таким образом, что любая заявка потребителя на ТП должна в полном объеме выполняться сетевой компанией. Электросети обязаны построить подстанцию или ЛЭП в зависимости от заявки. При этом потребитель не несет никакой ответственности, если впоследствии он не построил заявленный объем мощности. За последние пять лет заявки потребителей составили 76 ГВт, выполнены работы были на 74 ГВт, а фактическое присоединение составило порядка 7 ГВт — то есть используется около 10% от заявленной мощности. Сетевая компания все равно обязана их содержать, и это оплачивается, по сути, за счет других потребителей.

ШАНС ДЛЯ РАСПЕРЕДЕЛЕННОЙ ЭНЕРГЕТИКИ

Гарантии, что эти лишние мощности будут востребованы? Есть много локальных точек спроса на ТП, туда подключить новых потребителей сложно.
Ситуация по стране неравномерная. Где-то практически не осталось резервов, а где-то они существуют уже много лет, и фактически потребитель от них не отказывается. Здесь нужно смотреть по каждому региону. Много примеров, когда построили подстанцию для каких-то потребителей, а она загружена на 10–15%. Даже в Центральной России много таких свободных мощностей. Зачем строить еще одну подстанцию, если можно эти мощности перераспределять? Не хотите перераспределять — платите. Деньги, которые будут за эту плату использованы, пойдут на снижение нагрузки других потребителей, то есть на снижение тарифа. Это повысит ответственность, бизнес будет подавать свои заявки, качественнее формируя прогноз потребления своих мощностей.

ТАРИФНЫЕ РЕШЕНИЯ. ПЕРЕКРЕСТКА

По дифференциации тарифа ФСК решения приняты?
После того как крупные потребители ушли на тариф ФСК, фактически с «последней мили», «перекрестка» распределяется между потребителями низкого и среднего напряжения, то есть между промышленными предприятиями, подключенными к распредсетевому комплексу,— это малый и средний бизнес. Для потребителей, присоединенных к сетям ФСК, тариф в четыре раза ниже, при этом они не платят за перекрестное субсидирование. В соответствии с утвержденной стратегией развития электросетевого комплекса необходимо частично перераспределить «перекрестку» в том числе на прямых потребителей магистральных сетей ФСК.
Если государство не создает условий по снижению перекрестного субсидирования, то за него должны платить все потребители. Естественно, одномоментное поднятие тарифа станет слишком обременительным, поэтому сейчас на уровне правительства рассматривается вопрос о постепенном распределении этой «перекрестки».
Когда начнет повышаться тариф и на какую величину вырастет нагрузка на прямых потребителей ФСК?
Предполагается, что с нового периода тарифного регулирования — с 1 июля 2019 года. Из общего объема перекрестного финансирования в 313 млрд руб. на потребителей ФСК перераспределится до 38 млрд руб. в течение семи лет. Также продолжится политика, связанная с выравниванием тарифов ФСК для высокого напряжения. Это нужно для того, чтобы у крупных потребителей не было мотивации переходить на сети ФСК.
Крупные потребители говорят, что вырастет нагрузка на бизнес и они, вероятно, будут отключаться от единой энергосети (ЕНЭС).
При повышении стоимости электроэнергии возникает критическая точка, когда потребители начинают принимать решение о выходе из ЕНЭС, строить свою распределенную генерацию. Минэнерго работает над снижением сбытовых надбавок и издержек, в том числе и в сетевом комплексе, и снижением стоимости электроэнергии на опте.
Когда планируется начать выстраивать розничный энергорынок?
Минэнерго подготовлена концепция дальнейшего развития розничного рынка. Думаю, что в ближайшее время мы вернемся к этим предложениям с учетом формирования новой правкомиссии по электроэнергетике.

РОССЕТИ

Чем объяснить быстрое принятие решений по электросетям, хотя ранее идеи обсуждали годами? Повлияла смена профильного вице-премьера или другие факторы?
Ситуация уже сложилась критическая. Две трети инвестзатрат в сетевом комплексе идут на льготное ТП, а не на восстановление основных фондов. Сейчас ситуация назрела, требовалось перераспределение источников внутри тарифа без повышения конечной стоимости. Все на рынке прекрасно понимают, что внутренние резервы электросетевого комплекса близки к исчерпанию.
Планируется ли пересматривать дивидендную политику «Россетей»?
Основная проблема дивидендов регулируемых организаций,— источник выплат. Регуляторы, когда дают тариф, не учитывают, что компания должна платить дивиденды. Фактически прибыль компании рассчитана как раз на реализацию инвестпрограммы. По бухучету она показывается, и от нее по сегодняшним требованиям должны платиться дивиденды. Требуется пересмотр подходов: либо включение в тариф дивидендов, либо выплата дивидендов как разницы между плановыми расходами и фактическими, здесь речь идет об оптимизации издержек. Минэнерго планирует это обсуждать в правительстве с Минэкономики, ФАС и Минфином.
Ожидаются ли еще выплаты дивидендов «Россетей» в этом году?
В целом, безусловно, дивиденды должны платиться, поскольку компания является публичной и от этого зависит стоимость акций. Должна быть четкая и понятная для владельца и акционера дивидендная политика. К сожалению, на сегодняшний день этого нет.