"Предсказуемость цены и ее уровень важны одинаково"

Потребление электроэнергии в России продолжает расти в основном за счет промышленного спроса в Сибири и на Дальнем Востоке, из-за чего в этих регионах может понадобиться новая генерация. Насколько устойчива тенденция роста спроса, на каких турбинах строить новые ТЭС и что будет с ценами на электроэнергию, "Ъ" рассказал председатель набсовета "Сообщества потребителей энергии" Владимир Тупикин.

– Прогнозы вашей ассоциации о падении потребления на 8% в 2022 году не сбылись. Напротив, спрос по итогам года вырос. Чем вы это объясняете?

– Давать прогнозы в такой непростой год, как показала практика, самое неблагодарное дело. Наши ожидания отталкивались от официальных прогнозов Минэкономики по динамике ВВП, поскольку электроэнергетика выступает термометром состояния всей экономики. Минэкономики в марте 2022 года прогнозировало снижение ВВП на 10%, в мае – уже на 8%, а в сентябре – на 4,2%. Наши прогнозы улучшались вместе с прогнозами министерства. Несмотря на сложные обстоятельства, крупнейшие потребители завершали инвестиционные проекты. Среди них – запуск производства малеинового ангидрида в Тобольске (СИБУР), увеличение производства на Лебединском и Михайловском ГОКах ("Металлоинвест"), ввод Тайшетского алюминиевого завода ("Русал").

– Какие прогнозы по текущему году?

– Сейчас все промышленные потребители находятся в положительной динамике. В целом по оптовому энергорынку мы считаем, что рост по итогам года может составить 0,5%. В европейской части страны и на Урале прогнозируем увеличение спроса в пределах 0,1%, а в Сибири – рост на 2,3%.

По Дальнему Востоку прогноза нет, есть только ожидания, что темпы роста потребления там будут опережать темпы в остальной части страны. Они в первую очередь связаны с переориентацией экономики России на восток, с развитием Восточного полигона. Но лучше к этому относиться как к большим планам: грузопоток по железной дороге растет, как следствие, увеличивается энергопотребление, и в регионе реализуются новые инвестиционные проекты.

– На фоне существенного роста спроса на Дальнем Востоке и в Сибири считаете ли вы их объединение в новую ценовую зону логичным шагом?

– Степень готовности для введения ценовой зоны на Дальнем Востоке необходимо оценивать сквозь призму причин, почему она не появилась в 2006 году в ходе реформы РАО "ЕЭС России". Рост спроса не является главным фактором перехода от тарифов к рынку. Переход к рынку должен быть обусловлен и другими факторами в дополнение к увеличению спроса: наличие конкуренции, наличие развитой топологии электросети для перетоков энергии и корректной организации узлового ценообразования. Еще одним дополнительным фактором является синхронная работа энергосистемы Востока с соседней энергосистемой Сибири. Драйвером, наверное, должно быть изменение именно этих параметров.

– Присутствуют ли сейчас перечисленные вами факторы в энергосистеме Востока?

– Я бы подверг их отдельному анализу. На мой экспертный взгляд, на рынке генерации должны появиться минимум три или четыре равных по энергомощности игрока, которые могут конкурировать за цену электроэнергии. Пока этого нет, хотя ситуация в регионе, очевидно, меняется. "Системный оператор" (диспетчер энергосистемы.– "Ъ") говорит, что переток энергии с Сибирью вскоре появится, что идет строительство электросетей и генерации внутри региона. Думаю, запуск рынка необходимо синхронизировать с этими процессами.

– Запуск рынка начнут в 2024 году. Каких ценовых последствий вы ожидаете?

– К сожалению, регуляторы до сих пор не опубликовали модельные расчеты поведения цены при введении рынка на Дальнем Востоке. Динамика цены будет зависеть от способов и темпов введения классического РСВ (рынок на сутки вперед, основной сектор торговли электроэнергией.– "Ъ"). Например, можно постепенно вводить свободное ценообразование для ГЭС и смотреть, как на это реагирует промышленность. В базовом сценарии мы не ожидаем снижения цены.

Одно могу сказать точно: единомоментно переходить к рынку не надо.

Минэнерго и "Совет рынка" (регулятор энергорынков.– "Ъ") в своей концепции исходят ровно из этого.

– По предыдущим публичным комментариям ассоциации складывалось впечатление, что вы против запуска рынка на Дальнем Востоке с 2024 года. Позиция смягчилась?

– Мы за предсказуемость и последовательность. И по-прежнему считаем, что риски для всех участников следует оценивать заранее и постараться их минимизировать. С другой стороны, мы же все в одной лодке, понимаем, что существуют не только корпоративные, но и государственные задачи.

Рынок РСВ создавался для конкуренции между электростанциями, а рынок мощности – для инвестиций в новое строительство и модернизацию генерации, что необходимо Дальнему Востоку. Однако, допустим, есть необходимость модернизации угольных объектов, которая важна не только рынку, но и для экологии.

Возможно, компании, у которой есть сложности с финансированием за счет рыночных инструментов, необходимо также искать помощи у государства, например, по аналогии со строительством промышленных объектов с помощью обратного акциза. Комбинация разных возможностей позволила бы перейти к рынку на Дальнем Востоке более изящно и безболезненно.

– СИБУР на Дальнем Востоке строит Амурский ГХК. Как вы оцениваете влияние запуска рынка на этот проект?

– В качестве представителя ассоциации потребителей мне некорректно отвечать на вопрос о внутрикорпоративной оценке факторов влияния на проект. Но если с точки зрения директора по энергетике и ресурсообеспечению СИБУРа…

Любой инвестиционный проект учитывает возможное влияние инфляции, а также имеет люфт на непредвиденные обстоятельства. Наша компания строит экологичное, современное предприятие, которое в основном будет потреблять энергию с местных ГЭС. Пока цена – в пределах ожиданий, по крайней мере, я не могу назвать ее критическим фактором для проекта.

СИБУР заранее подал все заявки на технологическое присоединение к магистральным электросетям (принадлежат "Россетям".– "Ъ"). Первая подстанция на 220 кВ уже запущена, она обеспечивает строительство. В этом году планируется завершение основного технологического присоединения к сетям ЕНЭС, включающего переключательный пункт и ПС 500 кВ. Предприятие планируем запустить ближе к 2026-2027 году.

– Энергомашиностроители предлагают с 2028 года строить по 2 ГВт энергоблоков на российских газовых турбинах. Как вам такая перспектива?

– Чем больше построят, тем лучше.

– Почему?

– Есть некая неизбежность замены парка российских станций на паровых турбинах, которые уже вырабатывают свой ресурс. Речь идет о блоках, запущенных в 1970-1980-х годах. Продлевать их ресурс нецелесообразно, замещение может быть выгоднее.

– Но есть китайские и иранские турбины.

– Возникнет проблема с сервисом. На газовые турбины нужен сервис. Около 10% стоимости такой станции – сервисный контракт.

– Энергоблоки на российских газовых турбинах очень дорогие. Потребители согласны на рост цены на мощность?

– Если продолжать программу модернизации в текущем ее виде и работать на таких УРУТах (удельных расход топлива на выработку 1 кВт•ч.– "Ъ"), рост цены будет просто неизбежным. Необходимо сравнивать рост цены от продления ресурса паросиловых блоков с ростом от запуска энергоблоков на газовых турбинах. Цена на электроэнергию, в особенности в Сибири, при малой водности растет на 35-45% год к году, похожая картина при выключении блоков АЭС в европейской части.

Причина еще в том, что генераторы экономят ресурс зарубежных турбин, а в работе остаются самые дорогие старые ТЭС. Нам нужно решать эту проблему на рубеже ближайших десяти лет. Кроме того, мы должны выбирать качество. Качество и надежность будут обеспечены новым оборудованием, а не оборудованием, которое выработало свой срок.

– Но даже генкомпании сомневаются в качестве российских газовых турбин.

– Надо попробовать и после этого судить.

Запустим в опытно-промышленную эксплуатацию одну, вторую, третью турбину, и потом они станут лучше. Именно так и происходит переход.

Иначе так и будем сидеть на игле Siemens и GE, а потом думать, что с ними делать и как осуществлять их сервис.

Другое дело, что возможности российских энергомашиностроителей ограниченны. По нашим оценкам, они могут поставить на рынок максимум 1,5 ГВт турбин в год. Причем часть этого объема заберут промышленные потребители для строительства собственных источников энергии. Есть конкуренция между крупными генкомпаниями и потребителями за эти новые энергоблоки.

– "Газпром" уже поднимал вопрос отмены регулирования цен на газ. Наверное, в этом контексте даже дорогие российские газовые турбины будут иметь смысл. Как вы считаете?

– Да, газовая турбина более эффективна, имеет очень низкие УРУТы. Однако нельзя сказать, что рынок обязательно взрастит цену на газ. Не факт. Оптовая цена на газ тоже должна складываться под влиянием спроса и предложения. Если предложение будет превышать спрос, то, наверное, она и не будет высокой.

– Как вы относитесь к желанию некоторых энергетиков полностью отказаться от проектов модернизации без штрафов?

– Отрицательно. Они приняли обязательство поставлять мощности в рамках подписанного договора. Потребление не уменьшается, мощность нужна. Проекты тепловой генерации отличаются от проектов ВИЭ, в которых по сути обязательств по поставке мощности не существует в силу естественных причин.

– Продолжает ли промышленность строить собственную генерацию?

– Из-за проблем с поставкой западных запчастей и с обслуживанием новых проектов по строительству крупной собственной генерации на зарубежной компонентной базе я бы, наверное, не ждал. Есть исключения, но скорее по завершению проектов, которые уже были начаты два-три года назад.

Но жизнь не стоит на месте. С появлением российских газовых турбин сектор строительства распределенной генерации будет и дальше развиваться. Причем добывающие компании как вводили, так и будут вводить на месторождениях небольшие машины. Это могут быть и газопоршневые, и газотурбинные установки малой мощности. Собственная генерация – способ работы над издержками. Сокращать расходы на электроэнергию, в том числе утилизируя вредные выбросы,– это правильно.

– Согласны ли вы с Минэнерго, что сейчас приоритеты сместились от энергоэффективности к энергобезопасности?

– Отчасти да. Мероприятия по энергоэффективности – это маленькие, средние и большие инвестпроекты внутри организации, которые должны окупаться. Политика повышения энергоэффективности уже сняла все низко висящие фрукты: многие компании уже достигли пределов окупаемости таких проектов. История с энергоэффективностью не прекратится никогда, но ни одна коммерческая организация не будет заниматься этим без экономической эффективности.

А энергобезопасность – требование времени, ее актуальность заметно выросла.

– Минэнерго занялось оптимизацией капитальных и эксплуатационных затрат новых АЭС. Есть ли еще задел для снижения ценовых параметров?

– Вопрос чисто финансовый, касающийся стоимости денег во времени. Если окупаемость такого проекта будет увеличена до 30 или 40 лет, то количество денег, которые получит инвестор, номинально будет больше. Но с учетом стоимости этого денежного потока, он будет меньше для потребителя. Мы таким образом предлагаем сглаживание платежа: ежегодно платить меньшее количество средств под более низкую процентную ставку.

– Объем перекрестного субсидирования в распределительных электросетях в 2023 году существенно вырос. Не пора ли признать, что проблему перекрестного субсидирования решить невозможно?

– Нет, пораженческую позицию занимать никогда не будем. Понимаем, что регулятор находится в определенных тисках, поскольку тариф – социально-экономическое явление.

Предложения ФАС в части снижения перекрестного субсидирования, может быть, не блещут радикальностью, но имеют смысл. Например, в прошлом году ФАС дала право региональным регуляторам вводить дифференциацию тарифов по объемам потребления. Превышение потребления над предельными бытовыми объемами может быть оплачено по более высокому тарифу. Считаем предложение правильным.

Проблема перекрестного субсидирования существует, сколько я себя помню. Сразу ничего не решается, но постепенно двигаться к его сокращению можно и нужно.

– Верите ли вы прогнозам ФАС о снижении тарифов территориальных сетевых организаций после введения эталонов на операционные затраты?

– Мы верим в то, что ФАС сделает все для этого. Более детально комментировать сложно, поскольку мы не знаем базиса, на который будут опираться расчеты. В основе эталонного регулирования простой принцип: эффективный начинает выигрывать, а неэффективный – проигрывать. А это возможность избавляться от неэффективных сетевых организаций и за счет этого сдерживать рост сетевого тарифа.

– Что сейчас важнее для потребителя: уровень цены электроэнергии или ее предсказуемость?

– Предсказуемость цены и ее уровень важны одинаково. Я бы еще добавил надежность и качество. Вот четыре критерия, на которые мы смотрим. Мы имеем ГОСТы для качества электроэнергии еще советского образца, которые уже не отвечают требованиям современного, более чувствительного к просадкам напряжения оборудования. Если производство будет останавливаться каждые три дня, то стоимость остановки производства превысит все мыслимые и немыслимые уровни цены электроэнергии.

– Сейчас цена электроэнергии в РФ находится на справедливом уровне?

– Он позволяет промышленности России быть конкурентными на оставшихся отрытыми для нас международных рынках сбыта. С другой стороны, он также позволяет развиваться энергетическому комплексу. Уровень цены на электроэнергию всегда должен соизмеряться с уровнем цены на производимые товары, с покупательной способностью потребителя, с общим рынком. Всех устроит, если изменение внутренней и внешней цены на электроэнергию будет сбалансировано с уровнем доходов и уровнем потребления.

– Вам не кажется, что предсказывать цену на электроэнергию в России становится сложнее?

– Надеюсь, что это просто одна из характеристик текущего времени. Когда мы будем работать в обычном режиме, то предсказуемость цены на электроэнергию станет прежней. Мы будем снова понимать уровень инфляции, уровень предельных цен, внутри которых будем строить наши бизнес-планы.

– "Фортум" и "Юнипро" ушли под управление "Роснефти" – одного из крупных потребителей энергии и поставщика газа. Ожидаете ли влияния на цены РСВ?

– Изменения цен мы не ждем. С одной стороны, доля этих компаний не такая высокая на оптовом рынке, всего несколько процентов как по выработке, так и в мощности. С другой – обеими управляют очень профессиональные команды. По нашим данным, костяк менеджмента "Фортум" и "Юнипро" остается и работает. И новых управленцев мы очень хорошо знаем в том числе по нашему сообществу. Удивляемся, как им хватает времени оставаться сотрудниками "Роснефти" и управлять такими компаниями.

– Представительство потребителей в набсовете "Совета рынка" увеличилось с двух до трех человек. Вам это помогает?

– Отрадно, что нас услышали. Мы всей палатой покупателей энергии стараемся солидарно высказывать точку зрения представителей нашей ассоциации. Позиции по обсуждаемым вопросам стали более согласованными: по определенному регламенту взаимодействия сначала мы выносим вопросы для обсуждения среди всех членов партнерства, а затем с этими рекомендациями представитель потребителей приходит на набсовет. Мы также будем улучшать и формирование инициатив и предложений, которые будут исходить от нас.

– Как оцениваете результаты последнего отбора проектов по программе поддержки ВИЭ по механизмам договоров поставки мощности (ДПМ)?

– Результаты показывают, что эта цена ВИЭ может быть ниже, чем сейчас. Общий объем только платежа за мощность объектов ДПМ ВИЭ до 2035 года составит 1,578 трлн руб. Средняя одноставочная цена электроэнергии оптовых ВИЭ по итогам 2022 года составила 18 тыс. руб. за 1 МВт•ч, что примерно в семь раз больше средней одноставочной цены оптового рынка. Отборы можно проводить в виде технологически-нейтральных конкурсов, чтобы проекты ВИЭ конкурировали с другими видами генерации.

Кроме того, предполагаем, что промышленность может самостоятельно строить такие объекты просто за счет рыночных инструментов. Переход к добровольному спросу на ВИЭ был бы разумным шагом. Объекты ВИЭ, построенные промышленными потребителями из нашего партнерства, ниже по CAPEX и OPEX.

– Они строят ВИЭ на иностранном оборудовании?

– Да, но конкуренция с отечественным оборудованием, думаю, будет возможна.

– Исходные цели программы ДПМ ВИЭ достигаются?

– Обидно, что некоторые уходят, даже не попрощавшись. Некоторые относятся к проектам ДПМ ВИЭ более вольно, чем к обычным тепловым проектам ДПМ, где более жесткое регулирование и более высокие штрафы. Но иногда обстоятельства складываются таким образом, что кому-то просто физически приходится уходить.

– А цели по степени локализации?

– Локализация – не самоцель, а инструмент, с помощью которого достигаются определенные цели. У меня нет основания говорить, что мы чего-то не достигли. Может быть ВИЭ-генераторы будут говорить, что они не достигли желаемой доходности в связи с разными обстоятельствами. Но программа жива, работает. Ее просто можно делать по-другому.

– "Татэнерго", столкнувшееся с проблемой модернизации Заинской ГРЭС, теперь хочет перенести проект на ТЭЦ в Набережных Челнах, установив там старую турбину ГТЭ-160 "Силмаша". Считаете ли такую рокировку справедливой?

– Мы много общались с "Татэнерго" на эту тему для выработки позиции нашего сообщества. В результате долгих дискуссий мы предложили Минэнерго разрешить перенос проекта с одной станции на другую при соблюдении определенных условий. Первое – вывод из эксплуатации четырех старых энергоблоков Заинской ГРЭС мощностью 805 МВт. Второе – закрытие трех старых энергоблоков на Набережно-Челнинской ТЭЦ общей мощностью 225 МВт при запуске нового ПГУ-энергоблока на 236 МВт. Мы также предложили сохранить в новом проекте ПГУ прежнее значении коэффициента РСВ на уровне 0,38 (коэффициент, отражающий долю прибыли объекта от продажи электроэнергии на рынке.– "Ъ").

Кроме того, мы считаем необходимым зафиксировать в договоре ряд поведенческих условий: подача заявок на РСВ в режиме ценопринимания (готовность продавать электроэнергию по любой цене, сложившейся на рынке.– "Ъ"), штрафные санкции при недостижении нормативной загрузки в 75%.

При этом размер удельных капитальных затрат на строительство объекта не должен быть выше проектов, победивших в общем отборе с началом поставки в 2025 году, то есть около 34,7 тыс. руб. за 1 кВт в ценах 2019 года. Если бы они участвовали в конкурсе наравне с другими компаниями, они бы конкурировали на таких условиях. Они же своим энергоблоком на 850 МВт вытеснили часть проектов на отборе в рамках квоты правительственной комиссии в 2019 году, и улучшение условий было бы несправедливой историей.

– Российским потребителям все еще интересна тема потребления низкоуглеродной генерации после закрытия западных рынков сбыта?

– Драйвером этой темы был ЕС. Вся российская промышленность сейчас перестроена на Юго-Восток. Однако это не означает, что если сейчас эти рынки смотрят на цену товара, то дальше они не будут особым образом смотреть на экологичность и на "зеленость" импортной продукции. Вопрос исключительно времени. Никто из компаний в нашей ассоциации не отказывается от экологической повестки и от инициатив ESG.

– Как продвигается дискуссия вокруг новых правил отборов конкурентного отбора мощности (КОМ) и программы модернизации старых ТЭС?

– Обсуждения продолжаются. Надеюсь, что до конца года завершатся. Нашим основным предложением было введение дифференциации платежа за мощность в зависимости от КИУМ (загрузка энергоблока.– "Ъ"). Самое обидное, когда в КОМ станция есть и оплачивается, а на рынке она отсутствует и ничего не вырабатывает. Для отдельных объектов можно этот показатель снизить до оплаты в 50-60% от платежа, что стало бы стимулом для вывода неэффективной генерации. Мы хотели бы распространить такой единый подход на все объекты, включая базовую генерацию ГЭС и АЭС.

Плюс мы предлагали сделать кривую спроса на отборе КОМ более напряженной для стимулирования эффективности генераторов. Надо сказать, что изначально по предложенному "Системным оператором" вероятностному подходу расчета спроса на мощность резерв мощности снижался почти на 18 ГВт. Хотя после уточнений механизма снижение внезапно составило лишь 11 ГВт. Основной фактор увеличения резерва – повышение аварийности генерации, которую предлагают дополнительно оплатить. Мы с этим категорически не согласны. Придется еще поспорить.

Интервью взяла Полина Смертина,

Коммерсант, 13.07.2023