Тарифная выручка компании не покроет 3,7 млрд руб. фактических расходов на покупку топлива для производства электроэнергии. Совет федерации предлагает компенсировать «РусГидро» эту сумму за счет федерального бюджета, чтобы не увеличивать тарифы на электроэнергию для бизнеса в регионе. Промышленность предлагает решить проблему за счет регулирования цен на уголь, которые, по прогнозам экспертов, продолжат расти.
МОСКВА, 18 декабря (BigpowerNews) — Электростанции «РусГидро» на Дальнем
Востоке по итогам 2023 года вновь не смогут за счет тарифной выручки покрыть
затраты на покупку дорожающего угля и другого топлива, рассказали «Коммерсанту»
несколько источников в отрасли и в регуляторах и подтвердили в госхолдинге.
Объем выпадающих доходов по итогам года, по информации газеты, составит около
3,7 млрд рублей. В «РусГидро» изданию сказали, что определят точный объем
выпадающих доходов после завершения года.
Правительство уже обсуждает возможные источники компенсации. Совет федерации
предложил правительству «рассмотреть вопрос» об их выделении за счет
федерального бюджета «в целях сохранения тарифов на электроэнергию в пределах
инфляции». Такая рекомендация содержится в постановлении Совфеда «Об актуальных
вопросах развития ТЭК», подготовленном после выступления вице-премьера
Александра Новака на «правительственном часе», пишет «Коммерсант» со ссылкой на
документ от 7 декабря.
В Минэнерго изданию пояснили, что решение о компенсации за счет средств
бюджета на данный момент не принято. «При запуске конкурентного рынка
электроэнергии на Дальнем Востоке (запланирован на июль 2024 года — ред)
выпадающие доходы не будут образовываться, эти риски между собой будут делить
генераторы и поставщики топлива»,— добавили в министерстве.
В ФАС газете сказали, что пока не получали предложений «РусГидро» о размере
выпадающих доходов по топливу за 2023 год. Эти выпадающие доходы могут быть
учтены при установлении тарифов на 2025 год, отметили в службе.
Проблема убытков ТЭС на Дальнем Востоке существует долгие годы: регулятор в
тарифах на электроэнергию жестко фиксирует объем расходов компании на покупку
угля, но уголь торгуется по свободным ценам и фактические расходы могут не
совпадать с заложенными в тарифе. После обращения главы госхолдинга «РусГидро»
Виктора Хмарина к президенту РФ Владимиру Путину правительство согласилось
повысить в регионе тарифы на электроэнергию для промышленности для возмещения
накопленных убытков госхолдинга. В 2023 году одноставочная цена на
электроэнергию (включает цену на мощность и цену на реально выработанные
киловатт-часы) на Дальнем Востоке в среднем выросла на 50% год к году.
Одноставочная цена (без экспорта) накопительным итогом с января по октябрь 2023
года составила 2,68 рублей за 1 кВт•ч, сообщили «Коммерсанту» в
«Совете рынка».
В «РусГидро» газете пояснили, что общий объем выпадающих доходов компании по
состоянию на 2023 год составляет 21 млрд рублей, из которых 17,3 млрд
рублей— выпадающие доходы за 2022 год, сформировавшиеся в основном из-за роста
цен на уголь, и 3,7 млрд рублей— это некомпенсированные выпадающие доходы
2011–2019 годов. Их должны включить в тарифы на 2024 год, которые будут
установлены в конце декабря.
В «Сообществе потребителей энергии» полагают, что компенсировать ценовое
ралли на угольном рынке за счет бюджета или роста тарифов — «не самые удачные
идеи»: «Поскольку энергетическая безопасность Дальнего Востока — это не вопрос
рынка, его по примеру других отраслей оправданно решать через специальное
ценообразование для внутренних поставок угля».
Независимый промышленный эксперт Максим Шапошников отмечает, что, учитывая
рост котировок на энергетический уголь в портах до 100–110 долл за тонну, цена
для ТЭС Дальнего Востока может составить 3–3,4 тыс. рублей за тонну. В
прошлом году средний уровень цен в РФ составлял 2,4–2,6 тыс рублей. В
следующем году аналитик ожидает продолжения роста цен.
Директор Центра исследований в электроэнергетике НИУ ВШЭ Сергей Сасим
отмечает, что в сложившейся ситуации нет ничего необычного: «Многое будет
зависеть от конфигурации рынка на Дальнем Востоке и возможностей компенсировать
эти траты за прошлые периоды вне бюджетной системы (например, через надбавку к
цене на мощность)». При этом окончательное решение, уверен господин Сасим,
будет зависеть от допустимого уровня ценовой нагрузки и приоритетов бюджетного
планирования на 2025 год, пишет «Коммерсант».