CC BY
43
Перспективы развития энергетики в Сибири
Актуальные вопросы развития электроэнергетики Сибири обсудили участники совместного заседания Совета при полномочном представителе Президента РФ в Сибирском федеральном округе и Совета Межрегиональной ассоциации «Сибирское соглашение» (МАСС) в ноябре 2013 г. Основной проблемой участники совещания признали низкое качество перспективного планирования при реализации инвестиционных проектов и отсутствие рыночных механизмов финансирования инфраструктурных проектов.
Ключевые слова: ОЭС Сибири, ОАО «Россети», ОАО «МРСК Сибири», котловой тариф, потребители последней мили, развитие электросетевого хозяйства
Объединенная энергетическая система Сибири (ОЭС Сибири) располагается на территории Сибирского федерального округа и граничит с энергосистемами Урала, Востока, Казахстана, Монголии и Китая. Генерацию обеспечивают 100 тепло- и гидроэлектростанций (ТЭС и ГЭС) с суммарной установленной мощностью 49241,7 МВт (по данным на 01.01.2014). Энергия подается по сети линий электропередачи (ВЭЛ) в габаритах класса напряжения 110, 220, 500 и 1150 кВ общей протяженностью 94471 км.
Более 50% структуры генерирующей мощности составляют гидроэлектростанции, что определяет специфику функционирования системы: требуется постоянное поддержание резерва тепловых мощностей на случай маловодного года, а в периоды высокой водности эти резервы оказываются невостребованными, при этом необходима особая оплата мощности1.
Регулирование нагрузки - одна из «болевых точек» ОЭС Сибири. Несмотря на избыточность генерации в целом (установленная мощность составляет порядка 48 тыс. ГВт, а максимальная нагрузка - около 31 ГВт), сетевое хозяйство не всегда может обеспечить оптимальное распределение энергии по всей территории, - объясняет первый заместитель генерального директора ОАО «Россети» Р.Н. Бердников. - Сказываются высокий износ основных фондов (65-72% подстанций и линий выработали свой ресурс) и несинхронное развитие генерации и сети (дефицит подстан-ционной мощности составляет 900 МВт, более 40% подстанций
1 URL: http://www.e-m.ru/er/2005-02/22675 (дата обращения: 16.05.2014).
ЭКО. - 2014. - №7 ВЕСЕЛОВА Э.Ш.
исчерпали свои возможности техприсоединения). Эти проблемы усугубляет высокий уровень расходов на эксплуатацию сетевого хозяйства, обусловленный низкой плотностью сети (в 23 раза ниже, чем в центральных регионах страны).
Кроме того, генерирующие мощности неравномерно распределены по территории округа. «В Западной Сибири наблюдается некоторый дефицит генерирующих мощностей, который, в принципе, может и должен перекрываться за счет перетока электроэнергии из соседних зон», - поясняет генеральный директор ОАО «Иркутскэнерго» О.Н. Причко. Так, в советское время до 2 млн кВт в год поступало в Западную Сибирь из ОЭС Урала. Но в последнее время объемы этого перетока растут (в 2009 г. - 4000 млн кВт^ч, в 2012 г. - 7500 млн кВт^ч), по мнению эксперта, необоснованно.
«В последние годы в Восточной Сибири из-за снижения производства алюминия и отсрочки введения новых заводов образовался избыток электроэнергии. При этом энергии дешевой - 60 коп./кВт^ч, - говорит О.Н. Причко. - Но из-за низкой пропускной способности магистральной сети в районе Назаров-ской ГРЭС («Назаровское сечение») дешевая энергия ангарских ГЭС недоступна потребителям Западной Сибири и вытесняется более дорогой электроэнергией Урала (100 коп./кВт^ч против 70 коп./кВт^ч во второй ценовой зоне, к которой относится Западная Сибирь)». В результате, по расчетам эксперта, потребители Западной Сибири переплачивают около 10-15 млрд руб. в год.
«Генеральная сетевая компания эту проблему увидела, запланировала мероприятия по снятию сетевых ограничений путем строительства двух высоковольтных линий (ВЛ) Камала-Енисей-Итатская и реконструкции двух подстанций, - объясняет эксперт. - Подстанции должны быть сданы в 2013-2014 гг., но мероприятия по строительству линии Камала-Енисей-Итатская (ВЛ 500 кВ общей протяженностью 370 км) в проекте инвест-программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014-2018 гг. попадают под секвестрование». И решение проблемы может быть отодвинуто на неопределенный срок.
«Из-за требования правительства не индексировать тарифы в 2014 г. инвестпрограммы сетевых компаний сократятся в два раза. Объемы программ на 2014 г. пересмотрены - со 155 млрд до 92 млрд руб., - подтвердил заместитель министра энергетики
РФ В.М. Кравченко. - Не исключаю, что тенденция по сдерживанию тарифов на уровне инфляции будет зафиксирована как долгосрочная, и призываю энергетиков к этому готовиться. Об этом просят и потребители, и представители органов власти. Энергетикам придется искать оптимальные решения, чтобы не только выживать, но и развиваться в этих условиях».
Генеральный директор ОАО «МРСК Сибири» К.Ю. Петухов свой доклад полностью посвятил описанию потенциальных источников развития сетевого комплекса:
«Для того чтобы найти средства, есть два пути: повышение доходов и оптимизация расходов. Для повышения доходов в первую очередь необходимо навести порядок в системе территориальных снабжающих организаций (ТСО) и ликвидировать неплатежи. На сегодня в регионах нашего присутствия работают 264 ТСО, многие - это компании-однодневки, не имеющие ни персонала, ни техники. Они появляются, формируют задолженность и тут же исчезают. Крупных ТСО, имеющих в активе более 10 тыс. у.е.2, на всей территории не более 24, и лишь 12 имеют больше 35 тыс. у.е...
Мы считаем, что статус котлодержателя3 нужно предоставлять только крупным системообразующим ТСО. Кроме того, необходимо более справедливое распределение убытков между всеми игроками в случае ухода крупных потребителей последней мили».
Этот процесс идет в «МРСК Сибири» с 2010 г. По итогам 2013 г. доля ушедших потребителей в балансе компании составила 34%. В течение 2014 г. уйдут еще 7%. «Каждый раз уход очередного потребителя из "котла" теоретически должен сопровождаться ростом тарифа (регионы имеют право повысить тариф для прочих потребителей на 7%), но на практике этого не происходит, - говорит К.Ю. Петухов. - За 2010-2013 гг. совокупный объем выпадающих доходов для МРСК Сибири
2 У.е. - условные единицы - усредненные затраты на эксплуатацию определенных объектов электросетевого хозяйства
3 Начиная с 2008 г. все потребители, расположенные на территории соответствующего субъекта РФ и принадлежащие к одной группе, независимо от ведомственной принадлежности сетей, должны оплачивать услуги по передаче электрической энергии по единому «котловому» тарифу. В дальнейшем сетевая компания-котлодержатель передает часть полученных от потребителей денежных средств другим сетевым организациям по утвержденному регулятором тарифу взаиморасчетов. иЯ1_: http://tarif30.ru/kotlovoj-princip-chto-takoe-kotlovoj.htm (дата обращения: 5 мая 2014 г.).
составил 24,5 млрд руб. (это вся пятилетняя программа развития компании). Нам кажется, было бы справедливо распределить эти убытки между системообразующими ТСО пропорционально их доле на рынке».
Следующее предложение «МРСК Сибири» касается принципа формирования котловых тарифов. «Мы считаем, что за основу нужно взять затраты на у. е. и установить верхний порог удельных операционных расходов, - отмечает гендиректор компании. - Сегодня некоторые организации умудряются включать в тариф на передачу, помимо собственно передачи энергии, еще и воду, и тепло, и какое-то производство. И в результате получается, что, например, в красноярской компании ООО "КРЭК" затраты на условную единицу втрое выше, чем у нас (66 тыс. руб. против 19 тыс.), у кемеровского ООО "КЭК" - вдвое».
Отдельно эксперт коснулся темы взаимоотношений со сбытовыми организациями: «Не секрет, что в региональных тарифах сегодня львиную долю забирают сбытовые компании, у которых инвестиционные затраты практически отсутствуют. Тем не менее на фоне убытков МРСК сбытовые компании часто имеют прибыли и даже сверхприбыли - за счет опережающего роста сбытовых надбавок. В 2013 г. рост тарифа на передачу электроэнергии в зоне нашего присутствия составил в среднем 11%. Сбытовые надбавки за этот же период выросли в Республике Алтай - на 230%, в Алтайском крае - на 112%, в Республике Хакасия - на 76%. При этом тот же "Хакасэнергосбыт" наращивает дебиторскую задолженность перед нами (за последнее время - до 370 млн руб.).
Мы считаем, что всему виной - недостаточное тарифное регулирование и недобросовестность некоторых сбытовых компаний. Для примера мы взяли функции гарантирующего поставщика в Бурятии и за восемь месяцев сумели сократить затраты на 250 млн руб. Это примерно та прибыль, которую Региональная энергетическая комиссия закладывала в тариф прежней сбытовой компании. Считаем, что если мы можем добиться таких показателей, то и сбытовые компании - тоже, и при очередном тарифном регулировании им нужно оставлять ровно столько прибыли, сколько необходимо».
Второе направление поиска средств - оптимизация расходов. О неэффективности инвестиций, вызванной в первую очередь
некачественным планированием программ развития разных участников рынка, говорили многие участники совещания.
«Приведу только один пример, чтобы понять, что иногда происходит в регионах, - рассказывает К.Ю. Петухов. - Администрация Красноярского края одновременно утвердила две инвестпрограммы - нам и компании "КРЭК" - по строительству двух подстанций, которые находятся в 2 км друг от друга. Но "КРЭК" должен был построить свой объект в 2012 г., а мы - в 2014-м. Мы сделали проект к нужному сроку, закупили оборудование, но оказалось, что "КРЭК" уже удовлетворил все заявки, и дополнительные мощности не нужны. Наши и без того невеликие средства оказались заморожены. И такой случай - не единичный. Мы приступаем к проекту, одобренному, а иногда - и инициированному администрацией, потом планы меняются, нам на очередной период средства в тариф не включают, и мы в лучшем случае замораживаем стройку, в худшем - вынуждены тратить свои средства на демонтаж, чистку и т. п.».
«Следует обратить внимание на то, что иногда региональные прогнозы энергопотребления сильно разнятся от федеральных, -поддерживает коллегу Р.Н. Бердников. - Часто регионы, утверждая свои прогнозы, пытаются решать задачи опережающего развития, чем дают неправильные сигналы для развития сетевого хозяйства, не думая о последствиях и не неся никакой ответственности. Например, в Республике Тыва ежегодный прирост показан на уровне 50%, что вряд ли возможно на практике».
Другая серьезная проблема - некачественное планирование и отсутствие ответственности самих потребителей. «За 2009-2013 гг. мы получили на территории СФО заявок на технологическое присоединение на 15,6 тыс. МВт, из них 32% были отозваны на стадии реализации», - говорит топ-менеджер «Россетей». Не говоря уже о том, что расходы сетевых компаний по разработке проектов, а где-то - и по строительным работам, никем не возмещаются, из реально удовлетворенных заявок фактически востребованными оказываются не более 30%: «За этот же период мы удовлетворили заявки на 2 тыс. МВт (13,4%), а реальная нагрузка при этом выросла всего на 737 МВт», - констатирует Р.Н. Бердников.
«За последние три года мы построили в регионах присутствия восемь подстанций, из них только две загружены на 20%, - приводит конкретные примеры К.Ю. Петухов. - Три подстанции для шахты "Распадской" строились в 2011 г. за деньги федерального бюджета (почти 2 млрд). Мы получили четыре письма от администрации, пять писем от шахтеров - "быстрее, быстрее!". Сдали героическими усилиями. Уже два года прошло после запуска, загрузка - ноль. И где же ответственность шахтеров? А ведь мы эксплуатируем это оборудование, амортизируем, держим там дежурные бригады по обслуживанию».
По словам представителя «Россетей», такая ситуация сложилась не только в Сибири, но и в целом по стране - ничего не делается для обеспечения более полной загрузки построенных мощностей. «Вероятно, одним из возможных выходов мог бы стать совместный механизм согласования заявок - с сетевыми организациями и администрациями регионов, хотя бы по крупнейшим проектам, - предлагает Р.Н. Бердников. - Например, у нас сегодня складывается непонятная ситуация с технологическим присоединением Элегестского угольного месторождения в Тыве. Заявку подавал один собственник, реализовывать будет другой, что там происходит - мы не понимаем, но заявка не отзывается. Я бы хотел, чтобы администрация включилась в работу с собственниками, в согласование сроков».
«Мы считаем, что необходимо, во-первых, пересмотреть программы территориальных снабжающих организаций на предмет соответствия реальной потребности, например, за счет механизма публичных слушаний инвестпрограмм ТСО, с участием советов потребителей и представителей администраций, - предлагает К. Ю. Петухов. - Во-вторых, нужно ввести некие критерии доходности, и, самое главное, - повысить ответственность потребителей. По истечении года после сдачи объекта, мы полагаем, нужно переходить на договор take or рау. Заказал - значит должен платить по тарифу за мощность, хотя бы в течение 5-7 лет.
Кроме того, неплохо бы при планировании строительства исходить из критериев разумности. Наши французские коллеги у себя сплошь и рядом строят однотрансформаторные подстанции с возможностью расширения. Мы же сразу заказываем двухтрансформаторные 2-й категории, не будучи уверенными, что эти мощности будут востребованны».
«Администрации тоже должны более ответственно подходить к планированию развития энергохозяйства. У нас есть набор документов разного уровня (от постановления Правительства до методических указаний Минэнерго), которые регулируют этот процесс, но на практике эти рекомендации далеко не всегда выполняются, - напоминает Р.Н. Бердников. - Например, региональные схемы перспективного развития электроэнергетики, которые должны являться основой для планирования по объектам 220 В и выше на федеральном уровне, отличаются крайне низким качеством. В ряде схем (Омская область, Кузбасс, Забайкалье, Алтайский край) отсутствуют обоснованные схемно-режимные расчеты, в некоторых (Тыва, Кемеровская область) региональные прогнозы энергопотребления сильно отличаются от федеральных, нередко схемы не синхронизированы с документами территориального планирования (Алтайский край, Республика Алтай, Кемеровская область, Красноярский край). А тот факт, что схемы перспективного развития у нас повсеместно утверждаются после формирования инвестпрограмм сетевых организаций, я считаю вообще недопустимым. Получается, что мы ставим телегу впереди лошади».
Между тем В.М. Кравченко (Минэнерго РФ) подчеркивает, что с 2014 г. к сетевым компаниям будут предъявляться более жесткие требования, за недозагрузку подстанций им придется платить штрафы. «При подготовке строительства новых объектов планируйте загрузку более тщательно, - призвал замминистра представителей регионов, - иначе все это ляжет на территориальную сетевую компанию и выльется в заявки на следующий период по компенсации выпадающих доходов. В условиях ограничения тарифного роста компании будут иметь убытки, что, на мой взгляд, абсолютно недопустимо».
«Даже при нулевом тарифе существует возможность сохранить физические объемы модернизации сетей в Сибирском федеральном округе, - полагает министр регионального развития О.М. Бударгин, и приводит конкретные цифры. - Мы планировали 140 млрд руб. на пять лет, исходя из тех проектов, которые были заявлены. Сегодня прозвучало, что 30% заявок отзываются в ходе реализации проектов, это 42 млрд. Есть издержки - 20-30%, это еще 28 млрд, в результате получается не 140, а около 70 млрд руб., - именно та сумма, которая остается после секвестра».
B. М. Кравченко рассказал о тех мерах, которые Минэнерго готовит в русле решения проблем, озвученных участниками совещания. Так, по его словам, в течение 2014 г. и ближайших последующих лет запланировано принятие решений, направленных на уменьшение численности территориальных сетевых организаций и перераспределение необходимой валовой выручки между сетями - с тем, чтобы обеспечить и нулевой рост, и компенсацию выпадающих доходов по тем регионам, где будет отменяться принцип «последней мили».
Кроме того, уже принято решение о прозрачности процедуры принятия инвестиционных и тарифно-балансовых решений. В частности, инвестиционные программы территориальных сетевых компаний, занимающих монопольное положение на локальных рынках, должны рассматриваться с участием советов потребителей. «Подобного рода решения будут приняты и в отношении региональных регуляторов», - проинформировал В. М. Кравченко. Эта мера направлена на снижение издержек и более грамотное формирование схем развития.
В заключение представитель Минэнерго напомнил, что законодательством предусмотрена возможность повышения предельных уровней тарифов по решению уполномоченного органа, если того требуют параметры инвестпрограммы сетевой организации. В.М. Кравченко рекомендовал губернаторам сибирских регионов принимать подобного рода решения - при условии, что на это хватит сил и мужества при нулевом росте тарифов, предписанном сверху.
Из выступлений участников совещания
C.И. Паламарчук, доктор технических наук, Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева, Иркутск:
- Сегодня, помимо учета интересов потребителей (повышение качества снабжения, снижение аварийности и т.д.), особое значение приобретает качество прогноза потребления на достаточно длительную перспективу - 5-10 лет. И не только с точки зрения точности объемов, но и в аспекте повышения качества самих заявок, дисциплины исполнения договоров и разработки
механизмов экономического воздействия на тех, кто подает некачественные заявки.
Второй важный момент - растущие объемы распределенной генерации. Под этим понимаются не только мелкие источники энергии, но и достаточно солидные мощности, принадлежащие потребителям, муниципалитетам, но не генерирующим компаниям. Эта проблема характерна не только для России, где объем распределенной генерации за 2006-2011 гг. вырос на 30%, и этот тренд, очевидно, сохранится. В мире в целом объем распределенной генерации составляет примерно 12,5% от общей выработки, в Сибири - 6,5%. Необходимы анализ и прогноз появления новых децентрализованных источников, совершенствование законодательной базы, разработка механизмов страхования рисков нарушения сроков введения новых генерирующих мощностей и т.п.
Следующий важный момент - учет внедрения новых технологий и нового оборудования в сетевом комплексе уже на этапе проектирования и формирования инвестпрограмм. От внедрения нового оборудования (отечественного или импортного) зависят параметры сетевых объектов, сроки ввода, режим эксплуатации и т.д.
Конкретно для Сибири очень важны достаточно длительные прогнозы гидрологической ситуации. Если известно, например, что приточность водохранилищ наших ГЭС имеет определенную цикличность (7-10 лет), можно с большой долей вероятности спрогнозировать спад или всплеск выработки на гидростанциях, и согласовать с этими графиками программы модернизации и развития сетевого комплекса. К сожалению, пока таких методик у нас нет.
В.М. Кравченко, заместитель министра энергетики:
- Региональные схемы развития не всегда учитывают не только особенности функционирования сетевого комплекса, но и проблемы генерации, которая в силу тех или иных причин часто является вынужденной, что дает существенную нагрузку на рынок. Мы изучаем вопросы, связанные с выводом неэффективной генерации, предложением современных технических решений, в том числе предполагающих дополнительные расходы по изменению топологии сетей.
Достаточно активно обсуждается и изменение концепции рынка тепла (поскольку именно на нем происходит подавляющий объем
вынужденной генерации). В частности, в Минэнерго РФ сегодня обсуждается идея так называемой альтернативной котельной.
К.К. Ильковский, губернатор Забайкальского края:
- В Забайкальском крае три ключевые зоны энергопотребления, приуроченные к зонам расположения полезных ископаемых, зоне БАМа и Транссиба, сегодня энергодефицитны и требуют строительства ТЭС либо ГЭС. Реализация такой энергетической программы позволит дать старт инвестпроектам стоимостью 2,1 трлн руб. до 2030 г.
Особое внимание хочу уделить синхронизации развития энергосетевого хозяйства и РАО «РЖД». На сегодня тяговая нагрузка железной дороги составляет почти 40% от общего потребления электроэнергии в крае. Это порой приводит к не совсем качественному снабжению остальных потребителей, невыполнению капитальных ремонтов и реконструкции сетей, не участвующих в технологическом процессе электроснабжения «РЖД». Обращаемся с просьбой скоординировать работу двух собственников для повышения надежности всей энергосистемы края.
Хочу также предложить по-иному взглянуть на вопросы реконструкции распределительных сетей, к которым подключены наши потребители. Мы предлагаем сделать Забайкальский край пилотной территорией по переходу от 0,4 кВ на сеть высокого напряжения. Это позволило бы повысить надежность энергоснабжения и совершенно по-другому решать вопросы технологического присоединения потребителей, его стоимости и целый ряд сопряженных с ними проблем.
С.А. Жвачкин, губернатор Томской области:
- Изношенность сетей и стоимость передачи энергии - общие темы для всех регионов. Но пока мы не изменим тарифную политику - бесполезно уговаривать олигархов или запугивать губернаторов. В Томской области в порядке эксперимента распределительные сети переданы французской компании БКЭГ. Прекрасно с ними работаем, общаемся. Но инвестиций как не было, так и нет, хотя компания очень мощная. У меня возникает впечатление, что даже французы с их опытом и финансовыми возможностями не готовы инвестировать в наших условиях. Правила игры до сих пор не выработаны.
В.П. Томенко, председатель правительства Красноярского края:
- Для Красноярского края имеет особое значение проблема последней мили. Для нормального функционирования существующего объема сетей требуется примерно 10 млрд руб. в год. Исходя из установленных тарифов и того объема потребителей, который остался, мы можем собрать только 4 млрд. Еще 1 млрд руб. можем получить за счет оптимизации работы ТСО и т.д. Но чтобы ликвидировать разрыв неполученных доходов, необходимо поднять тарифы почти в 2,2 раза либо профинансировать выпадающие доходы из регионального бюджета. Но вот как это объяснить людям?
B.И. Назаров, губернатор Омской области:
- К сожалению, тарифные ограничения, существующие на уровне РФ, не дают сегодня развиваться инвестиционным проектам сетевых компаний. Наверное, если сетевые компании не могут сами защитить свои инвестпрограммы на уровне ФСТ, нам надо делать это вместе с ними, подключать специалистов с обеих сторон. Иначе непонятно, за счет чего развивать инвест-программы в регионах.
C.В. Ерощенко, губернатор Иркутской области:
- На мой взгляд, чтобы скоординировать и генерацию энергии, и передачу, и развитие территорий, необходимы системные решения на уровне государства, которое скоординирует все интересы, в том числе энергетиков и территорий. Тогда нам можно будет не соревноваться по количеству ТЭЦ.
Яркий пример - программа развития Дальнего Востока и Байкальского региона. Когда мы говорим о развитии генерации, инфраструктуры в рамках этой программы, мы всегда учитываем Иркутскую область, Забайкальский край и Бурятию. Но как только заходит речь о конкретных заявках в эту программу, почему-то на месте Иркутской области появляется белое пятно. Не будешь же каждый раз по этому поводу обращаться к Президенту.
И.В. Джурко, генеральный директор Дальневосточной управляющей энергокомпании:
- В качестве потенциального источника инвестиций мы предлагаем для обсуждения вариант создания свободной энергетической зоны с опорными электростанциями в Забайкалье и на Дальнем Востоке, которые на этой территории частично
освобождаются от действующих российских правил энергорынка, имеют возможность заключать свободные нерегулируемые двусторонние договоры с зарубежными потребителями. Например, известно, что сетевой комплекс Китая позволяет перебрасывать наши экспортные мощности с севера на юг достаточно быстро и с низкой себестоимостью.
Но главное - под такие экспортоориентированные проекты можно будет привлечь реальные инвестиции, а полученную прибыль затем реинвестировать в развитие нашей энергетики.
О.Н. Причко, генеральный директор ОАО «Иркутскэнерго»:
- На наш взгляд, эффективной альтернативой тарифным и долговым источникам финансирования инвестпрограммы ОАО «ФСК ЕЭС» могло бы стать выделение средств из Фонда национального благосостояния, тем более что отдельные проекты имеют очень высокую эффективность для экономики Сибири. Например, снятие сетевых ограничений на «Назаровском сечении» не только открывает доступ потребителей Западной Сибири к дешевой энергии ГЭС (в объеме не менее 6000 млн кВт^ч в год), но и дополнительные возможности получает системный оператор - с точки зрения управления режимами и обеспечения надежности энергоснабжения. Сетевые компании будут иметь эффект от снижения цены; получают дополнительные доходы генерация Восточной Сибири и вслед за ней - местные бюджеты (только для Иркутской области - около 600 млн руб. в год дополнительных налогов). Открываются новые перспективы и перед генерацией угольных ТЭС Западной Сибири, которая сегодня используется главным образом для регулирования нагрузки: она может быть направлена в ОЭС Урала, где цены выше, чем у нас. Снизятся затраты потребителей Урала за счет доступа к дешевой энергии из Сибири.
О.М. Бударгин, министр регионального развития РФ:
- Я прошу губернаторов внимательнее отнестись к проблеме количества территориальных снабжающих организаций. Нужно смелее управлять экономикой через инструмент РЭК. За последние пять лет число ТСО в стране увеличилось до 3000. Это и выведенные сети заводов, и тупиковые моносети, и т.п. Объем их совокупной необходимой валовой выручки -150 млрд руб. - сопоставим с уровнем ФСК. Причем, к сожалению, частные сети получают более выгодные тарифные
решения. Надо этот бизнес отдельных компаний или частных лиц включить в экономику региона. Работа предстоит большая, жесткая и трудная.
Мы поддерживаем губернатора Забайкальского края и всех остальных - надо повышать пропускную способность сетей и уходить от проводов 0,4 кВ. К сожалению, в России современные воздушные провода не выпускают, хотя мы уже 3-4 года просим его у наших алюминщиков, и даже предлагаем им свои старые провода на переплавку.
В.А. Толоконский, полномочный представитель Президента РФ в СФО4:
- В отличие от других инфраструктурных монополий - «Газпрома», «РЖД» - сетевая энергетика больше приближена к интересам конкретных регионов, и жесткая централизованная тарифная политика там неприменима. В энергетике, в том числе в сетевой, много резервов: известно немало примеров вывода из этой сферы и оборотных средств, и материальных активов. Но при этом особого запаса прочности нет: и генерация, и все сетевое хозяйство изношены.
Конечно, необходимо искать рыночные источники развития энергетики и сетевого хозяйства. Опираться только на бюджет здесь невозможно. Для этого должны быть внятные и прозрачные правила выкупа, реинвестирования, чтобы государственные и частные инвесторы четко представляли свои перспективы. Их надо разработать достаточно быстро, потому что рыночная ситуация не может оставаться стабильной десятилетиями. Или прямо сейчас строим, или что-то теряем...
Прошу также руководителей регионов не допускать системной проблемы с потребностями. Если идет более 1/3 отказов от мощностей - это означает, что было ослаблено какое-то влияние, не тот уровень управления занимался согласованием инвест-программ. Надо плотнее работать с сетевыми организациями, не допускать в энергетике доминирования частных бизнес-интересов. Энергетика - та сфера, где жесткий государственный стратегический интерес на будущее должен превалировать над рыночной целесообразностью.
Подтоговила Э.Ш. ВЕСЕЛОВА, кор. «ЭКО»
4 С 12.05.2014 г. исполняет обязанности губернатора Красноярского края.
