Несмотря на чудовищный избыток предложения, цена феерически растет
14 июля 2017 г.
Глава набсовета «Сообщества потребителей энергии» Александр Старченко о стоимости электроэнергии
Сейчас идут активные споры о том, как должен развиваться энергорынок РФ в ближайшие годы. Государство использует потребителей электроэнергии для финансирования любых проблемных точек — от энергосубсидий для Крыма и Дальнего Востока до поддержки зеленой энергетики или мусоросжигательных ТЭС. Энергетики хотят продолжения инвестиций и гарантий возврата средств с рынка. О том, почему промышленность считает, что ни то ни другое не нужно, “Ъ” рассказал председатель наблюдательного совета «Сообщества потребителей энергии» Александр Старченко.
— Прошло почти девять лет с окончания реформы РАО «ЕЭС России», можно ли определить, какую роль потребители сыграли в развитии энергорынка? Насколько его действующая конструкция отличается от того, что было обещано промышленности исходно?
— Отрасль начали реформировать раньше преобразования РАО ЕЭС, и потребителям ничего особенного не обещали. Говорили о неминуемом дефиците мощности и о том, как обеспечить надежное энергоснабжение за счет оплаты строительства мощностей через договоры о предоставлении мощности (ДПМ). В первоначальной конструкции ДПМ был способом зафиксировать обязательства инвесторов, которым продавались генерирующие компании, построить определенный объем мощностей в соответствии с тем планом, который был у РАО «ЕЭС России». После завершения этих разовых масштабных инвестиций должно было произойти снижение цены на электроэнергию и мощность.
Но в ходе согласования механизма ДПМ вся конструкция перевернулась: получилось, что договор стал обязанностью потребителей оплачивать инвестиции генераторов, да еще и обеспечивать их доходность. Никто из бизнеса в рыночной экономике, кроме генераторов, не получает гарантированной доходности. Странно, что деньги они собрали с нас, а доходность распределяют не нам, тем, кто скинулся на строительство этих новых блоков, а себе. Мне кажется, что такой механизм больше воспроизводить не нужно.
— Но все же что-то положительное для потребителей произошло?
— Конечно. Разделение по монопольным и немонопольным видам деятельности, попытка создания конкуренции сама по себе является существенным шагом вперед. Появились многочисленные субъекты и возможность торговли — именно это приводит к созданию тех самых рыночных сигналов, ради которых вообще все и затевалось. Монополия всегда неэффективна, и чем больше удается выделить свободных сегментов, тем лучше. В этом смысле изначальный посыл реформы был правильным и точным.
Другое дело, что монополия с точки зрения собственных бизнес-интересов — наиболее привлекательная форма существования. Поэтому совместными усилиями бизнесов, образовавшихся на обломках РАО «ЕЭС России», удалось снова свести всю отрасль к максимальной монополизации. У нас только 20–25% конечного платежа промышленности определяется рыночным способом.
Безусловным благом является создание «Совета рынка». Похоже, это единственное место на сегодняшний день, где имеет смысл профессиональный разговор, где решения принимаются в результате квалифицированного экспертного обмена мнениями. «Совет рынка» стал одним из наиболее профессиональных центров экспертизы. Это безусловная заслуга той системы, которая была создана в результате реформы РАО «ЕЭС России».
— Почему рост цен сейчас превышает прогнозы Минэкономики?
— В развитых странах избыток предложения в рыночных отраслях приводит к падению цены. То, что у нас, несмотря на чудовищный избыток предложения, цена феерически растет, совершенно не соответствует логике процесса. Зато это очень хорошо демонстрирует отсутствие рыночного ценообразования в электроэнергетике.
Специфическая ситуация 2017 года — цена на мощность сильно выросла из-за программы ДПМ. Действительно, обычно промышленные предприятия при формировании бюджета на следующий год берут прогнозы Минэкономики, но эти прогнозы уже давно превышены. В прогнозе 2017 года был заложен предельный рост оптовой цены на 6,5–7%, а уже к июню у нас получилось по первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) плюс 15%, а в ряде регионов — плюс 20%. Думаю, по году в первой зоне будет рост конечной розничной цены для потребителей где-то на 10–12%.
— А по второй ценовой зоне (Сибирь)?
— По второй рост будет меньше в связи с тем, что по одному объекту ДПМ (аварийный блок Березовской ГРЭС.— “Ъ”) прекращена оплата, объемов вводов по ДПМ во второй ценовой зоне меньше плюс там больше выработка ГЭС, и за счет этого фактора цены на электроэнергию растут меньше.
— У вас есть какие-то конкретные предложения по снижению энерготарифов?
— Поскольку оплата строительства новых блоков АЭС является основным драйвером роста цены на мощность, мы предлагаем хотя бы для оставшихся атомных блоков изменить условия договоров с новыми АЭС и ГЭС, удлинив период окупаемости с одновременным снижением доходности: то есть просто снизить платежи, растянув их на более длительный срок — до 35–45 лет. Свои предложения мы направили в правительство.
— Но сейчас строительство новых атомных блоков — это даже не вопрос эффективности энергосистемы. Несколько больших блоков строили в экспериментальных целях…
— Неправильно на стоимость электроэнергии навешивать помимо строительства новых станций и сетей еще и эксперименты с новыми атомными блоками. Ну, во-первых, нам все время рассказывают про то, что внешний рынок — это наше конкурентное преимущество. Во всем мире происходит очень быстрый процесс трансформации энергетики, развития максимально распределенной, «плоской» архитектуры. Непонятно, на какие рынки планируется выходить, они кому собираются продавать эти атомные станции огромного размера? Они же вроде не маленькие блоки собираются делать. Не такие, чтобы, например, у себя в подвале можно поставить. Кто на этом будет зарабатывать? Все потребители оплатят, а владельцем будет «Росэнергоатом»?
— Помимо изменения параметров договоров для АЭС что может снизить цену?
— Еще есть огромное количество вынужденных генераторов (не способны конкурировать по цене на рынке, но признаны необходимыми для энергосистемы или теплоснабжения.— “Ъ”), цена на мощность которых совершенно запредельная. А еще, учитывая, что ценообразование на рынке электроэнергии у нас маржинальное, с их помощью есть возможность формировать высокие цены на электроэнергию.
Вынужденный статус приносит своим владельцам огромные деньги — вне зависимости от фактической загрузки, просто за их физическое существование: тариф по некоторым объектам чуть ли не под 2 млн руб. за 1 МВт в месяц при средней цене конкурентного отбора около 140 тыс. руб. за 1 МВт в месяц. С моей точки зрения, существование большинства из них никакими разумными доводами объяснить нельзя, поэтому вынужденные блоки надо выводить из игры. Это про них нам рассказывают, что нужно вводить ДПМ на модернизацию, но их не надо модернизировать, их надо просто выводить. Поскольку поставлять мощность они фактически не могут, имея, как правило, очень старое оборудование, самый простой способ — увеличить штрафы за недопоставку мощности на рынок. При этом штрафы для поставщиков должны быть чувствительными, чтобы содержать такие объекты стало невыгодно.
Также необходимо наложить мораторий на оплату совершенно посторонних проектов, как, например, строительство мусоросжигательных заводов, снижение тарифов для Дальнего Востока и подобных идей, предусматривающих рост затрат или оплату за счет перекрестного субсидирования с оптового рынка.
— Аналитики говорят, что после падения курса рубля цены на электроэнергию в РФ вновь стали одними из самых низких в мире, в то же время девальвация поддерживает потребителей-экспортеров. В итоге получили ли потребители все-таки выгоду от падения курса рубля?
— Падение курса рубля перекочевало в инфляцию и привело к росту внутренних цен, а поскольку затраты у потребителей в основном рублевые, говорить о том, что для них электроэнергия дешевле, чем для их коллег на Западе, странно. Понятно, что некоторые предприятия-экспортеры получили какие-то плюсы от того, что рубль упал по отношению к основным валютам. Но не надо забывать, что многие предприятия, включая экспортеров, вынуждены покупать материалы, комплектующие и оборудование для своего производства не в России. В результате на настоящий момент все преимущества снижения курса рубля исчерпаны, при этом ограничения во внешней торговле для многих российских компаний сохраняют свое влияние и даже усиливаются.
— Из существующих вариантов продления программы ДПМ какой вы считаете самым нейтральным для себя?
— Никакой. Все варианты, которые мы до сих пор слышали, связаны со стремлением генераторов просто сохранить денежный поток. Там же при запуске ДПМ график платежей какой был: сначала размер платежей очень плавно нарастает, потом идет резкий пик, потом плато, а потом платежи прекратятся и стоимость электроэнергии должна вернуться к нормальным значениям. А теперь генераторы говорят, что у них возникает «проблема сокращающегося денежного потока». Так это не их денежный поток, это деньги потребителей, которые мы заплатили за строительство новых электростанций. Никакого основания под продлением ДПМ нет, они не могут объяснить, что они хотят модернизировать. А самое главное — зачем? При том, что лишней мощности в стране около 40 ГВт.
— И какой выход?
— Мы считаем, что нужно полностью прекратить какие-то искусственные способы финансирования строительства новых и модернизации существующих объектов в энергетике сверх обычного делового оборота.
— И модернизировать мощности в дальнейшем вообще не надо?
— Существующих платежей за мощность, помимо ДПМ, вполне достаточно для поддержания работоспособности и модернизации. А с учетом того, что в ближайшие годы речь необходимо вести не о модернизации, а об архитектуре энергосистемы в целом — систем хранения, развития распределенной энергетики — модернизация старых неэффективных электростанций с точки зрения общественных интересов не имеет смысла. Старое нужно просто постепенно выводить по мере исчерпания их ресурса.
— Может ли высокая цена на электроэнергию в России привести к тому, что инвестпрограммы потребителей будут уменьшаться?
— Потребители ведут себя экономически рационально и, если речь о покупке электроэнергии на оптовом рынке, часто «голосуют ногами» — например, строят собственную генерацию. За последние семь лет без ДПМ и без каких-то там преференций на нормальных рыночных условиях в стране было введено больше 7 ГВт мощности. Работает принцип «чем хуже, тем лучше»: чем больше будет рост цены за услугу, которая должна стоить дешевле, тем больше будет стимул для потребителей, и не только крупных, строить свою генерацию.
— Были ли какие-то реальные примеры, когда из-за роста энергоцен предприятия замораживали инвестпроекты?
— Экономический эффект многих инвестпроектов при росте цены на электроэнергию, безусловно, ухудшается, но какой-то специальной статистики никто не ведет. В ряде случаев в качестве ответной реакции потребители строят свою генерацию.
— То есть рост надбавок и дополнительных обязательств вынуждает потребителей лишь переходить на распределенную генерацию?
— Да, чем больше растут аппетиты со стороны большой энергетики и со стороны государства. Потому что государство все время пытается превратить электроэнергетическую систему с выручкой больше 2,5 трлн руб. в год в источник для финансирования каких-то сиюминутных инвестиционно-политических причуд.
В частности, кросс-субсидирование в пользу Дальнего Востока, введенное абсолютно безумным, насильственным образом по отношению к самой концепции рынка электроэнергии: просто взяли и сделали снижение цены за счет всей остальной страны. Ни единого довода в пользу того, что это как-то увеличит инвестпривлекательность Дальнего Востока, не прозвучало.
Или строительство мусоросжигательных заводов вокруг Москвы и в Казани — их мощность обойдется потребителям в десять раз дороже АЭС. Это тоже кросс-субсидирование, потому что в пользу владельцев объектов будет собираться налог со всех потребителей. Какое отношение имеют, например, астраханские, нижегородские или уральские предприятия к утилизации московского или казанского мусора? Но они будут за это платить.
— Какова сейчас самообеспеченность крупных потребителей электроэнергией?
— Я думаю, что в некоторых случаях до 100% уже доходит. Для предприятий это не самоцель, выбор обусловлен экономическими причинами, эффективностью — что для конкретного потребителя дешевле и надежнее. Все, что сейчас происходит в мировой энергетике, будет иметь существенное влияние на российскую энергетику, по крайней мере со стороны потребителей — там, где нет регулирования. Сейчас промышленную площадку крупного металлургического комбината, например, можно рассматривать как вполне самостоятельную энергосистему. Там есть и производство, и потребление, и куча всяких подсистем, включая сжатый газ, сети, трубы и так далее. Выиграют те, кто быстрее и лучше сможет связать эти подсистемы и с помощью цифровых технологий научить их эффективно взаимодействовать.
— Введение надбавки к цене энергорынка для субсидирования Дальнего Востока улучшит там ситуацию? Может быть, там появится некий прообраз рынка?
— Можно снизить цену на электроэнергию и для Читы, и для Хабаровска хоть в два, хоть в десять раз, но, пока там нет нормальной дороги, с которой машины не улетают в кювет, инвестпривлекательность там не повысится.
Там же есть огромное количество изолированных зон, в них максимально эффективными могут стать возобновляемые источники — например, в той же Якутии. Но основная проблема не в том, чтобы завезти туда оборудование и включить его. Мешают вся эта история с северным завозом и привычка местных открывать кран на дизельной электростанции, заливать дизель в собственные машины и ездить дальше — это преодолеть нельзя. Если вы отнимете у них этот кран, они вам поломают электростанцию, потому что реальная экономика всего этого процесса не такая, как она выглядит из Москвы. Как этот регион сделать привлекательным? Нужно сделать нормальные, понятные, прозрачные правила игры, когда люди выигрывают от того, что они эффективно работают.
— Какие у вас отношения с профильными министерствами, вы видите, что с их стороны предпринимаются попытки по снижению цен?
— У нас диалог все время происходит, просто некоторые решения типа мусоросжигательных заводов или межрегионального перекрестного субсидирования принимаются на уровнях, которые выходят далеко за пределы компетенций отраслевых регуляторов. Например, разум в свое время возобладал: пару лет назад мы сумели вместе с отраслевыми регуляторами объяснить, что перекрестное субсидирование в электроэнергетике надо снижать. И на уровне закона отмена одного из механизмов — аренды «последней мили» (повышение сетевых тарифов для крупных потребителей и снижение для мелких и средних.— “Ъ”) — предусмотрена в июне этого года. Просто государство, с одной стороны, написало в законе, что надо «последнюю милю» отменить, несмотря на истерики губернаторов, а c другой стороны — добавляет перекрестное субсидирование другого рода. Это такая немножко шизофреническая позиция. У регуляторов появляется понимание, что нужно искать способы снижения цены энергии, но пока понимание не превращается в желание что-то сделать.
— Что вы предлагаете для расшивки перекрестного субсидирования?
— Просто отменить его. Тут нет никакого рынка, не надо никакие правила менять. Надо просто сказать — нет больше перекрестного субсидирования, отменяем, и честно выполнить это решение. И все, его не будет.
— А какими будут последствия для сетей?
— Да никаких последствий не будет, даже для сетей. У дочерних компаний «Россетей», владеющих распредсетями, денег достаточно для того, чтобы в некоторых регионах закрывать бюджетные дырки собственными же ресурсами «Россетей». Они со всей страны собирают достаточно денег для того, чтобы сбалансировать отдельные точки, в которых им денег не хватает. Тем более что логика создания единой сетевой компании как раз в решении общестрановых задач — ликвидация перекрестного субсидирования к ним и относится.
— Около трех лет назад у сетей активно росли тарифы и инвестпрограммы, соответственно росла доля сетей в конечной цене для потребителей. Потом инвестпрограммы заморозили. В связи с этим — что произошло с сетевым тарифом и что вы думаете об эффективности сетей в тот период?
— В 2014 году сетевой тариф заморозили, но об этом все кроме сетей уже забыли, а потом его продолжили индексировать на 7,5% в 2016 году, на 3% в 2017 году. На вопрос об эффективности вам ответить никто не сможет. Четыре года назад не существовало критериев эффективности практически никаких, сейчас они постепенно появляются. Они строили на уровне распредсетевых компаний, и при этом строили ровно то, что им скажет губернатор. Если какой-нибудь губернатор решил, что у него особая экономическая зона появилась и надо к ней построить мост, а еще подстанцию, он звонил сетевому начальнику и говорил ему ее построить. Ее строили, и она потом гудела пустыми трансформаторами в поле — много таких историй было. Сейчас сети прилично подсократили свои аппетиты, судя по всему, у них растет внутренняя эффективность. Сейчас доля сетей в конечном тарифе около 50%. Несколько лет назад было больше — что-то около 65%, уменьшилось за счет сокращения перекрестного субсидирования, избыточных инвестпрограмм и очень существенного роста составляющей генерирующей мощности. В перспективе развитие технологий Internet of Energy в России, конечно, затронет и сетевые компании, потребность в инвестиции на развития сетей существенно снизятся.
— В итоге какие изменения произойдут в российской энергетике, по вашему мнению?
— Есть два фундаментальных принципа, на которых основана архитектура отрасли. Они были сформулированы еще на заре электроэнергетики — где-то в конце XIX века, когда был построен прообраз энергосистемы. Первый принцип — это невозможность хранения электроэнергии в существенных масштабах, а второй — поведение потребителей и соответственно электропотребление всегда случайны и непредсказуемы. Поэтому энергосистемы строили исходя из возможного совпадения максимального потребления у всех потребителей. Энергосистемы в всем мире созданы из расчета работы с полной нагрузкой и генерации, и сети в течение всего нескольких часов в год.
Для баланса производства и потребления необходимо было строить избыточную генерацию и сети. Например, до сих пор действуют нормы по строительству подстанций, согласно которым мощность трансформаторов должна фактически вдвое превышать пиковую нагрузку, хотя трансформаторы способны длительно выдерживать нагрузку, которая примерно в полтора раза больше их паспортной мощности. В этой традиционной иерархической модели всегда считалось, что управлять можно только крупными генераторами. Мелкими нельзя, потому что до них сложно дотянуться: они слишком малы и их слишком много.
Безусловно, строительство больших централизованных энергосистем было величайшим достижением, и невозможность хранения, непредсказуемость и неуправляемость потребления тогда были действительно фундаментальными принципами. Но в последние годы ситуация начала резко меняться: произошел скачок вычислительных возможностей с тысячекратным падением их стоимости, стремительно развиваются и дешевеют технологии хранения энергии и по экспоненте растет число подключенных устройств, развиваются технологии организации взаимодействия между ними. Падение стоимости небольших генераторов, включая возобновляемые источники энергии, вместе с возможностями машинного обучения и нейросетей, развитием IoT («интернета вещей») и новых протоколов обмена данными привело к тому, что эффект масштаба централизованной энергетики с удаленными от потребителя крупными станциями перестает работать. Появилась концепция Internet of Energy, возможность поддерживать баланс не только через управление крупными электростанциями, а наоборот — «снизу», путем балансирования производства и потребления на уровне microgrids — такие микроскопические сети, но самосбалансированные и самодостаточные. Они внутри себя имеют и генерацию, и потребление, могут самобалансироваться до определенного уровня, а когда им начинает не хватать, обращаются к соседям, оттуда на уровень выше — в сеть. И только потом они идут на уровень магистральных сетей и больших электростанций.
Пропадет ли в результате развития этих технологий необходимость в большой энергосистеме? Разумеется, нет. Главными «призами» от внедрения этих технологий является кратное сокращение потребности в резервных мощностях, повышение гибкости и, в конченом счете, падение стоимости энергоинфраструктуры и электроэнергии для общества. Получение этих призов в значительной степени зависит от позиции отраслевых регуляторов. В этом смысле тот содержательный процесс, который происходит в рамках Energynet, в случае реализации и применения этих принципов в целом к энергосистеме России, будет иметь гигантский эффект для экономики страны.