Владимир Тупикин: «Развитие энергетики – зеркало и условие роста экономики»

Председатель Наблюдательного совета Ассоциации «Сообщество потребителей энергии», директор по энергетике и ресурсообеспечению ПАО «СИБУР Холдинг» Владимир Тупикин говорит о трудностях и перспективах развития энергетического комплекса страны с точки зрения потребителей энергии. Как специалист и опытный эксперт, он предлагает ряд конкретных решений некоторых проблем.

• Каковы прогнозы вашей ассоциации касательно объемов энергопотребления в текущем году?

– Потребителям сложно давать прогнозы, мы не видим всю ситуацию. Это компетенция Совета рынка и Системного оператора, которые рассчитывают прогноз, опираясь на свои модели, экспертизу, анализ заявок и т.д. Безусловно, мы участвуем в формировании той части прогноза, которая служит решению наших локальных задач. А государство вносит в него свои задачи федерального масштаба – строительство, оборона, опережающее развитие инфраструктуры.

Недавно мы рассматривали на Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики прогноз электропотребления для формирования генеральной схемы размещения объектов. Комиссия поддержала заложенные в него параметры – 1,5–2 % ежегодного роста в ближайшие 5 лет и чуть меньше – в последующие 15 лет. Если кратко, электропотребление в России увеличивается. Лидерами роста являются объединённые энергетические системы (ОЭС) Сибири и Востока. Что важно, растёт потребление мощности, это говорит о появлении новых центров деловой активности. Значит, промышленность работает, экономика развивается.

Изменение электропотребления и развитие энергетики – это одновременно и зеркало, и условие роста экономики. В РСПП хорошо понимают важность стабильного функционирования энергетики для успеха отечественной экономики, поэтому предложения нашей комиссии по электроэнергетике, возглавляемой Михаилом Андроновым, стали органичной частью доклада «100 шагов к экономическому лидерству», представленного Александром Николаевичем Шохиным Президенту РФ.

• В своих интервью Вы не раз отмечали проблемы как с качеством, так и объемами выпуска российских газовых турбин. Понятно, что за короткие сроки эту проблему не решить. Но какие-то положительные сдвиги сегодня можно отметить?

– Появления новых турбин с нетерпением ожидают как генерирующие компании, так и крупные потребители, вооружающиеся собственной генерацией.

Важно избежать олигопольного характера формирования цены на них. Понимаем, что пока предложение будет ограниченным, но это не должно стать определяющим фактором, разгоняющим стоимость оборудования. «Платиновые» газовые турбины нам не нужны. Важно прийти к сбалансированным ценам, которые позволят развить производственные возможности отечественного энергомашиностроения, производить турбины в количестве и в модельном разнообразии, необходимом экономике страны, и при этом не убивать экономику предприятий, которые будут приобретать оборудование.

Возможно, это произойдёт не сразу. Возможно, потребуется арбитраж государства. Потребители готовы ждать, но и производители не должны настраиваться на мгновенный возврат инвестиций. Только за счёт платежей потребителя эту задачу не решить.

Нужно внимательно проанализировать весь перечень расходов. Производители говорят, что не только основное оборудование является их «головной болью» и тянет цену вверх. Что аналогичные проблемы – со вспомогательным оборудованием, стоимость которого растёт, доступность технологий снижается, ставя под угрозу реализацию проектов.

Сдвиги, конечно, есть – проект тепловой электростанции «Ударная» в Тамани реализуется с применением отечественных турбин. С нетерпением ожидаем результатов первых месяцев эксплуатации и начала тиражирования от пилотных образцов к работоспособной серии.

Дальше можно будет говорить о «залповом» отборе, который позволит сформировать выполнимый план загрузки производственных мощностей и обновления оборудования. В Минэнерго уже говорят о возможности проведения залпового отбора для парогазовых установок.

Переход от образцов к серии – это тот самый рубеж, за которым мы сможем сказать, что обладаем всем комплексом технологий, который необходим для надёжного будущего отрасли.

Сегодня это звучит как технологический и экономический вызов, но если мы не ответим на него, то будем либо строить энергетику позавчерашнего дня на паросиловых блоках, которые будут ремонтироваться и модернизироваться «по кругу», либо опять попадём в зависимость от импортных технологий. Считаю, что наш потенциал достаточен для достижения необходимого уровня технологического развития.

Обсуждение перспектив энергетики началось, но, к сожалению, пока список «рецептов» ограничивается экономией ресурсов импортного оборудования. Считаю, что надо прекратить эту практику! Имеющееся современное эффективное оборудование должно работать, давая нам время и ресурсы для создания собственной технической базы для его замены.

• Насколько активно российская промышленность строит сегодня собственную генерацию? Актуальность этого направления в современных условиях повысилась?

– Промышленность строила и продолжает строить собственную генерацию, и это не вопрос сиюминутных желаний.

Как правило, собственная генерация всегда была не самоцелью, а технологической необходимостью, а также способом повысить энергоэффективность и экологичность производства. Во многих случаях собственные источники генерации функционируют за счёт утилизации побочных продуктов производства – от лузги подсолнечника до попутного нефтяного газа, попутных и вторичных ресурсов металлургии и нефтехимии. Основные проекты уже реализованы, поэтому динамика снижается как по естественным причинам, так и из-за уже обсуждённой неготовности отечественного энергомашиностроения.

Но катализатором опасных тенденций могут стать тревожащие нас инициативы сетевого комплекса, которые способны разбалансировать энергорынок.

Перед угрозами перехода к оплате электросетевых услуг энергоснабжения по принципу take-or-pay, необходимости тратить оборотные средства на принудительный вывод электростанций мощностью менее 25 МВт на оптовый рынок вынужденной мерой для крупных промышленных потребителей становится не просто строительство собственной генерации, а ещё и обособление от ЕЭС, переход в «островной» режим энергоснабжения. То есть нужно избежать ситуации, когда создаются условия, в которых собственная генерация становится привлекательнее централизованной.

Подобные инициативы нуждаются в комплексном отраслевом анализе и целеполагании с оценкой последствий для клиентов-потребителей, с использованием очевидных возможностей для их стимулирования.

При таком подходе, вероятно, иной была бы ситуация с перекрёстным субсидированием, с дальневосточной надбавкой и собственной генерацией.

Одними рестрикциями тут не обойтись. Нужны экономические стимулы, которые будут создавать, а не уменьшать клиентскую базу инфраструктуры. Есть целый ряд возможностей для этого – стимулирование в том числе и быстрого потребления, в профицитных узлах и регионах через гибкие и привлекательные тарифы. Одной из мер может стать вторичный рынок сетевой мощности – возмездного перераспределения.

Почему возникают подобные инициативы? Потому что качество рынка недостаточное, а объём «загрязнения» – нерыночных надбавок, механизмов и рестрикций – наоборот, высок. Если рынок очистить от них, то и вынужденное строительство собственной генерации для многих компаний перестанет быть приоритетным.

• В прошлом году вырос объем перекрестного субсидирования. Это – проблема?

– Он вырос не только в прошлом году. Он растёт уже больше 20 лет и за это время увеличился в 5 раз. Перекрёстное субсидирование – одна из ключевых проблем для экономики. Рост его стремителен, поскольку практически ничем не лимитируется, а в этом году часть регионов ещё решили воспользоваться лазейкой для превышения нормативно ограниченных объёмов «перекрёстки». Правда, за её закрытие всерьёз взялась ФАС России.

Результат – растут непроизводительные расходы экономики, они неизбежно перекладываются в цену товаров и услуг. То есть главная задача государства – снизить затраты населения – установлением льготного тарифа не решается. Заплатив меньше за электроэнергию, наши сограждане вынуждены позже заплатить больше в магазине.

Вклад перекрёстного субсидирования в цену электроэнергии для крупной промышленности составляет до 30 %. В сегодняшних экономических условиях столь высокая доля непроизводительных расходов недопустима – она тормозит развитие экономики и разгоняет инфляцию.

Решение проблемы – системный подход, основанный на адресности и открытости. Он имеет свои особенности реализации для разных участников.

Для населения – дифференцированный тариф. Главное, что необходимо сделать, – наделить льготами тех, кто реально имеет на них право, и отсечь тех, кто пользуется ими безосновательно. Безадресная помощь – одна из базовых причин роста «перекрёстки».

Для промышленных потребителей, обеспечивающих теплом своих котельных жителей муниципалитетов, – единый тариф на газ для предприятий промышленного и коммунального секторов. Предприятие, отапливающее город, не должно платить за газ больше только потому, что ему «не повезло» с ОКВЭД.

Для сетевых организаций в части работы с «перекрёсткой» – клиентоориентированность, гибкие подходы к резервам сетевой мощности, работа с издержками и применение разнообразных финансовых инструментов, включая допэмиссию для оплаты инвестиций в масштабные государственные проекты.

Для «мобильных» потребителей, которым угрожают повышающими коэффициентами к цене электроэнергии, – как мы уже упоминали, создание привлекательных условий для размещения центров потребления там, где это удобнее энергосистеме, – в профицитных энергорайонах, а не рестрикции.

• В ходе конференции «Возобновляемая энергетика России: технологии энергоперехода» Вы говорили о процессах декарбонизации в развитии производственной сферы, в частности, о необходимости оставить открытым «окно возможностей» для применения проверенных иностранных решений в области ВИЭ-генерации. А какова ситуация с российскими разработками в данной области?

– Российские разработки в ВИЭ-генерации сегодня обходятся значительно дороже, чем иностранные решения. Причём не столько из-за завышенной стоимости основного оборудования, сколько из-за «инфраструктурной административной ренты» – затрат на разрешительные процедуры, инжиниринг, строительство, стоимость интеграции в энергосистему – техприсоединение.

Надо осваивать эту область методами, принятыми в открытой экономике. Ориентироваться на ценообразование и эффективность импортных решений и доводить наши до их уровня. Запретительные меры, препятствующие появлению информации о более эффективных иностранных решениях, не сделают нас сильнее. Конкуренция сделает.

Развитие возобновляемой энергетики никогда не теряло актуальности. Хотя это не панацея с точки зрения снижения «углеродного следа» – есть более дешёвые способы его снижения, – но не заниматься возобновляемой энергетикой недальновидно с точки зрения диверсификации источников энергии в будущем.

• Насколько перспективным Вы считаете запуск механизма двусторонних инвестиционных договоров на поставку «зеленой» электроэнергии?

– Предложенная Советом рынка концепция двухсторонних инвестиционных договоров – перспективный и эффективный инструмент. Это возможность не нагружать рынок запросами отдельных потребителей, которые готовы вкладываться в строительство необходимой генерации. Это ситуация win-win, даже win-win-win-win – генерация получает гарантированный оплаченный контракт на строительство и функционирование, потребитель-заказчик – необходимый источник мощности и долговременные правила игры в вопросе его использования, остальные потребители – отсутствие дополнительного обременения, а энергосистема – диспетчеризуемую мощность, повышающую её способность обеспечивать энергобаланс.

Поле для применения механизма – широчайшее. До 2050 года, по прогнозам, предстоит построить около 90 ГВт новой мощности – для покрытия растущего спроса и, что ещё важнее, для замещения выбывающего старого оборудования, возраст которого приблизится к 100 годам. Если решать проблему финансирования привычным ДПМ1‑образным изъятием средств у потребителей, то промышленности 1 ДПМ – договор о предоставлении мощности. придётся изыскать около 30 трлн рублей сверх уже существующего платежа за мощность с поправкой на инфляцию. У нас такой «заначки» нет! Надо найти схемы, которые позволят без перегрузки рынка профинансировать строительство новой генерации.

Механизм двухсторонних инвестиционных договоров – одна из рабочих схем. Начать можно с ВИЭ на Дальнем Востоке. Наши расчёты показывают, что на горизонте 2030-х годов стоимость «зелёной» энергии выйдет на сетевой паритет с традиционной энергетикой. Значит, уже сегодня можно об этом позаботиться: отработать процесс заключения договора, создать нормативку, определить правила и условия. Когда мы начнём применять наработанные подходы в традиционной генерации, у потребителя появится право выбора, как ему участвовать в развитии энергетики. Подобных умных и ответственных решений в отрасли должно быть как можно больше.

Журнал «Бизнес России» РСПП, июнь 2024 г. (№202)

Материал в PDF