В ближайшие 10 лет дальневосточным энергетикам необходимо ввести 4,1 ГВт новых мощностей для поддержания работоспособности энергосистемы, из них 2,7 ГВт будет построено для замещения старых мощностей, и только 1 ГВт — это прирост установленной мощности для покрытия перспективного спроса. Об этом заявил заместитель генерального директора ОАО "РАО Энергетические системы Востока" по стратегии и инвестициям Алексей Каплун в ходе совместного совещания администрации Приморского края с представителями Федеральной службы по тарифам.
Для обеспечения необходимой энергоинфраструктурой зон ускоренного роста, предусмотренных планами Минвостокразвития, понадобится еще 4,4 ГВт новых мощностей. Реализация этих планов невозможна без закрепления долгосрочных механизмов возврата инвестиций.
РАО ЭС Востока как консолидированный оператор электроэнергетики на Дальнем Востоке России больше других заинтересовано в проведении преобразований. При этом ряд факторов (высокий износ оборудования, стоимость и расход топлива) не позволяют автоматически перенести сюда модель рынка, сформированную в ценовых зонах. Поэтому РАО ЭС Востока предлагает внедрение механизмов возврата инвестиций в рамках действующей системы жестокого тарифного регулирования.
Наиболее очевидным путем возврата вложений является долгосрочная фиксация тарифов как для действующих станций, так и для объектов модернизации. Для обеспечения доходности новых объектов предлагается внедрить механизм долгосрочных договоров на поставку мощности (ДДПМ), которые заключает единый закупщик с новым генератором. В этом случае расходы равномерно распределяются на все субъекты рынка, и такой метод гарантирует возврат вложенных средств. Предлагается также дать возможность производителям электроэнергии заключать прямые долгосрочные двухсторонние договоры с потребителями по принципу "take-or-pay".
"Уже к 2020 году мы ожидаем лавинообразное выбытие мощностей, которые необходимо будет заменять, — заявил А.Каплун.- Именно поэтому мы сейчас предлагаем механизмы долгосрочного регулирования как один из способов формирования необходимого для этих целей денежного потока. Фактически к 2025 году нам необходимо будет ввести объем генерации, сходный по совокупной мощности с той, которая уже есть сейчас. Здесь бессмысленно уповать на бюджет — бюджетных денег в таком объеме не будет точно".
Серьезной проблемой для дальневосточной энергетики является также дебиторская задолженность за потребленную тепло- и электроэнергию — по итогам 2013 года общий объем ее составил 19,4 млрд рублей. Энергокомпании ДФО ежегодно теряют 1-1,5 млрд рублей из-за неплатежей потребителей. Именно поэтому уменьшение "кассовых" разрывов путем постепенного доведения уровня оплаты за отпущенные электрическую и тепловую энергии до 100% является одним из приоритетов сбытовой деятельности. Для этого предлагается реализовать такие меры, как переход на прямой расчет потребителей с ресурсоснабжающими организациями, увеличение пеней, введение солидарной ответственности собственников и арендаторов и, наконец, переход к предоплате за тепловую и электрическую энергию.
Кроме того, на совещании обсуждался важный вопрос применения трехставочных тарифов в ДФО. Как рассказал начальник департамента развития электроэнергетики Минэнерго РФ Павел Сниккарс, из-за их применения выпадающие доходы ОАО "ДЭК", выступающего в качестве гарантирующего поставщика в ОЭС Востока, в 2013 году составили 800 млн рублей. Минэнерго в настоящее время обсуждает новую схему тарифообразования в неценовых зонах.
