«В электроэнергетике цена не так важна, как доступность»

В июле оптовая рыночная цена на электроэнергию на юге страны несколько раз била исторические рекорды. А из-за недостатка генерации потребителей приходилось отключать от энергоснабжения. О причинах произошедшего «Коммерсанту» рассказал глава «Совета рынка» (регулятор энергорынков) Максим Быстров.

— Что стало причиной коллапса в энергосистеме Юга?

— С точки зрения рынка в росте цен ничего удивительного не произошло. Сложились все факторы, которые играют на повышение цены. Спрос вырос более чем на 10% при снижении предложения. Встал на ремонт энергоблок Ростовской АЭС, а несколько резервных станций по команде диспетчера не запустились или запустились не в полном объеме, из-за чего пришлось включать более дорогие электростанции, например Невинномысскую ГРЭС (1,5 ГВт, принадлежит «ЭЛ5−Энерго».— ред.). Плюс сработал температурный фактор: при высоких температурах располагаемая мощность газовых энергоблоков падает. И давайте не забывать, что с 1 июля на 11,2% также выросли тарифы на газ, это тоже сыграло свою роль. Образовалась, как мы привыкли говорить, шпала, то есть полка с высокой ценой предложения примерно на уровне 4 тыс. руб. за 1 МВт•ч. Нас критикуют за то, что на ситуацию не повлиял механизм Demand response (управление спросом потребителей в пиковые часы.— ред.), но он и не мог повлиять. В первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал.— ред.) по этому механизму отобрано около 85 МВт. Даже если бы мы убрали с рынка весь этот объем спроса, то мы бы все равно остались на той высокой полке.

Кстати, про цены. С 1 июля они изменились не только на юге, и дело даже не в опте или особенностях функционирования энергосистемы: планово выросли тарифы везде и на все — газ, услуги по передаче, сбытовые надбавки и так далее. А с учетом того, что индексации не было с декабря 2022 года, не исключаем, что по итогам июля определенные сдвиги конечной цены в моменте мы увидим примерно везде.

— Как такое могло произойти, что некоторые станции не включились по команде?

— Чисто по технике. Просто были не готовы.

— Но они же должны быть готовы?

— Они за это понесут наказание. Будут оштрафованы за невыполнение команд «Системного оператора».

— Наказание недостаточное, если они могут себе позволить не включаться?

— Нет, наказание нормальное. Но просто, видимо, что-то пошло не так… Если нет объективной технической возможности, ситуацию дополнительным наказанием не исправить.

— Как мы дошли до того, что в энергосистеме Юга не оказалось резервов и пришлось отключать людей от электроснабжения?

— Мы нечто похожее прогнозировали. Но никто не ожидал, что одновременно сыграют сразу несколько усугубляющих факторов. «Системный оператор» еще три года назад говорил, что в энергосистеме Юга есть проблемы. Ровно поэтому начали строить 500 МВт на ТЭС «Ударная» (принадлежит «Ростеху».— ред.) в Тамани. И по этим же причинам здесь сейчас проходит конкурс на строительство новой дополнительной генерации.

— Почему предупреждения «Системного оператора» ничего не изменили?

— Система определенным образом инерционна. Нас же все время пинают за то, что мы поднимаем цену на электроэнергию, когда строим новые объекты за счет повышенных платежей за мощность. Поэтому постоянно приходится искать компромисс, а это процесс небыстрый.

И вот ситуация на юге показала, что в электроэнергетике цена не так важна, как доступность. Люди были готовы платить любую цену за работающий кондиционер.

— Обязаны ли коммерческие потребители платить за то, чтобы у бытовых потребителей работал кондиционер?

— У нас социальное государство. Коммерческие потребители с этим не согласны?

— Есть бюджет.

— Нельзя во всем полагаться только на бюджет. Не потому, что сейчас тяжелая ситуация с бюджетом, а потому, что бюджет не может финансировать частные акционерные общества. Тогда в этих акционерных обществах должна появляться доля государства, адекватная вложениям. Но это не нужно ни акционерам, ни бюджету. Бюджетные деньги неправильно использовать для строительства. Другой вопрос, если складывается тяжелая ситуация, как, например, у закредитованных «Россетей» с расширением инфраструктуры для БАМа… Тогда, наверное, надо на какой-то возвратной основе давать им деньги из ФНБ. Замещать дорогие кредиты дешевыми средствами или субсидировать кредиты.

— В энергосистему Юга официально вошли новые регионы. Как они повлияли на цены в текущей ситуации?

— Там тоже вырос спрос, поэтому влияние было, но оно не было сильным и критическим. В новых регионах есть собственная генерация, которая тоже достаточно мощная.

— Минэнерго изначально хотело дополнительно индексировать цену КОМ (конкурентного отбора мощности) на 20% сверх потребительской инфляции, но после обсуждений предложили уже на 15%. Для чего это нужно?

— Цена КОМ определяется рыночным способом — путем пересечения кривой спроса и предложения. Исходно наклон этой кривой был определен так, чтобы у генераторов не возникало соблазна выводить генерацию, делать меньшие предложения и за счет этого получать выше цену КОМа. Такая была идея, про которую немного забыли. Тогда же все договорились, что точки будут индексироваться на уровень потребительской инфляции. Но сейчас пришли генераторы и представили вполне резонные жалобы, что официальная инфляция вообще нерелевантна росту их затрат. Ответом было разумное предложение рассчитать другой индекс: индекс роста фонда оплаты труда и промышленную инфляцию сложить и поделить пополам. Дополнительно на шесть лет был учтен рост затрат, связанный с переходом на отечественное программное обеспечение. В результате получилось что-то в районе 16%, что оказалось все равно низким уровнем для генераторов. Отмечу, что в КОМ будет новая модель формирования резервов, что, по идее, должно приводить к уменьшению спроса и снижению цены КОМа, что тоже не нравится генераторам. Продолжаются сложные споры.

— Генкомпании уже получили дополнительную индексацию на ремонты в 2022–2024 годах…

— Ни мы, ни Минэнерго этого не забыли. Но та индексация, по мнению генераторов, уже выбрана.

Возникла новая инфляция. Все в отрасли видят, как дорожает оборудование, металлы, рабочая сила…

— Складывается впечатление, что генераторы стали относиться к КОМу как к необходимой валовой выручке в регулируемых отраслях. Но в таком случае нужно и отчитываться за расходование средств.

— Абсолютно согласен. Вы моими словами сказали. Мы с Минэнерго уже превратились в какой-то регулятор типа ФСТ или ФАС. Цена КОМ — рыночная, а мы спорим о том, сколько денег накинуть генераторам. Да, нам это тоже не нравится, мы бы хотели вернуться к истокам.

— Генераторы также говорят о более дорогом оборудовании российского производства. Как вы относитесь к предложениям Минэнерго о допуске иностранного оборудования для строительства генерации в дефицитных регионах?

— Этот вопрос поднимали на двух правкомиссиях. Минэнерго предлагало вариант использования иностранных турбин, а мы обсчитывали CAPEX. По моему мнению, расчет делали в большей степени для того, чтобы посмотреть, во сколько обходится стратегия на импортозамещение. Задача Минэнерго — дать стране гарантированную электроэнергию по наиболее оптимальной цене. Важно понимать, соответствует ли эффект в цене, если брать импортное оборудование, потенциальным рискам, включая трудности с ремонтами и так далее. Бенчмарк должен быть. Каждый раз правительственная комиссия, включая, кстати, потребителей, делала осознанный выбор в пользу собственного производства.

— Вы на какой стороне?

— Я тоже голосовал за развитие собственных компетенций. С одной стороны, хочется получить хорошую цену. С другой — хочется иметь российское оборудование. Но когда мы создаем на него повышенный спрос при практически отсутствующей конкуренции среди производителей, мы гарантированно получаем рост цены этого оборудования. Можно попытаться директивно заставить снижать цену. Но получится какой-то госплан. Путь в никуда.

— В какой стадии работа над обновлением «калькулятора Ламайера» (ориентировочные цены на мероприятия по модернизации и строительству генерации, оценку теперь проводят эксперты ООО «ЛМР Инжиниринг»)?

— Он готов, остался только этап оценки стоимости строительства ПСУ-энергоблоков на Дальнем Востоке. Цифры мы уже используем, но для их применения в отдельных механизмах, например в отборах проектов модернизации, надо дождаться изменений в соответствующих нормативных актах правительства.

— Насколько сильный рост цен вы видите?

— Прилично. В среднем стоимость реализации мероприятий выросла в два с лишним раза. Но величина довольно сильно разнится по типам мероприятий. Например, прирост при комплексной замене турбины составил около 83%. При этом есть отдельные мероприятия, по которым рост составил более чем в четыре раза,— например, угольные котлы большой мощности или золоулавливающее оборудование.

— Как вы понимаете поручение вице-премьера Александра Новака по выведению надбавок к цене на мощность в парафискальный сбор?

— Давайте определимся, что такое надбавки. Я бы назвал надбавками межтерриториальное субсидирование на оптовом рынке — например, надбавка за снижение тарифов на Дальнем Востоке и надбавка за строительство генерации в Калининградской области. Сейчас все платежи администрирует АТС («Администратор торговой системы», входит в «Совет рынка».— ред.). Скорость изменений в платежах высокая, потому что большая часть взаимоотношений регулируется ДОПом (Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка.— ред.), право менять который имеет набсовет «Совета рынка» хоть каждый месяц. Парафискальный сбор, скорее всего, будет частью бюджета, а значит, будет регулироваться федеральным законодательством.

— Это сложнее?

— Конечно. Чтобы поменять постановление правительства нужно шесть—девять месяцев, а поменять закон — один—три года. Поверит ли инвестор в то, что новая система будет работать так же гарантированно, как текущая рыночная модель? Рассмотрим пример: решили строить новую станцию через парафискальный сбор, но инвестор вовремя не вводит объект, им надо корректировать сроки, но все зашито в парафискальном сборе. Как это менять? Останавливать стройку? Банки просто могут остановить финансирование… Будем изучать, но пока мне кажется, что эта система будет работать хуже с более длительным горизонтом принятия решений. Причем есть еще один риск: парафискальный сбор должен отдельно от бюджета лежать в каком-то фонде, что не приветствует Минфин. А если бюджету понадобятся деньги, он их оттуда возьмет? Я считаю, что надбавки надо просто убивать, а не переводить в другую плоскость.

— В какую сумму оценивается сейчас объем межтерриториального субсидирования в оптовом рынке?

— Около 60 млрд руб. в год. Но по итогам 2024 года ожидаем снижения примерно на 4–5 млрд руб., поскольку некоторые платежи снижаются, например надбавка для Дальнего Востока.

— В Туве отменили льготные тарифы по регулируемым договорам (РД) для коммерческих потребителей. Когда можно ждать отмены РД в других регионах?

— В северокавказских республиках РД ввели в 2010 году на десять лет, но льготу все время продлевают. В то время говорили, что регион не развивается из-за высоких цен на электроэнергию. Но мы не нашли никакой взаимосвязи развития экономики с уровнем тарифа. РД дать легко, а забрать крайне сложно. Если сейчас РД отменить, то рост цен может оказаться 30–50%, чего не выдержит экономика субсидируемых регионов. Предлагалась поэтапная либерализация, но она тоже так и не случилась. Поэтому пока ориентируемся на сроки, установленные в законе, и рассчитываем на планомерный переход к торговле по нерегулируемым ценам до 2030 года. Но сроки отмены РД в «особых регионах» могут корректироваться правительством с учетом складывающихся на конкретных территориях социально-экономических условий.

— Почему запуск ценовой зоны на Дальнем Востоке затянулся?

— Я не считаю, что он затянулся. В таком деле торопиться не надо, потому что цена ошибки очень высокая. У нас уже был опыт введения ценовой зоны в Крыму, где удалось быстро построить энергомост и генерацию. Но в целом на запуск всех механизмов ушло четыре года. Дальний Восток существенно больше, а сеть туда построить значительно сложнее. Дальний Восток предлагается объединить со второй ценовой зоной (Сибирь). У заинтересованных сторон были опасения, что рыночные цены Сибири транслируются на Дальний Восток, произойдет рост показателей, в том числе потому, что на Дальнем Востоке есть принцип непревышения цены над среднероссийской. Надо было доказывать Министерству по развитию Дальнего Востока, что рынок — благо, а не просто желание собрать больше денег для энергетиков. Президент поддержал в этом вопросе Минэнерго. Теперь вопрос в темпах либерализации цен. Мы выбрали небольшой процент либерализации — 2,5% в 2025 году, а дальше будем потихоньку добавлять. Но выгоды для Дальнего Востока очевидны: появление всех рыночных механизмов для строительства новой генерации и так далее.

— Вы сделали модельные расчеты ценовой ситуации после запуска рынка?

— Мы сделали очень много таких расчетов. Но я не буду комментировать их, потому что они сильно зависят от сроков и темпов либерализации, а также от индексации текущих тарифов для существующей генерации. После запуска рынка цена в регионе не должна превышать среднероссийскую, поэтому мы ее пытались в своих прогнозах удерживать за счет темпов либерализации существующих дешевых ГЭС.

Почти все наши расчеты показали: если сохранится та же динамика роста тарифа на электроэнергию и мощность для угольной генерации «РусГидро», то рынок будет выгодней для потребителя. С 1 января 2023 года тарифы выросли на 50%, в том числе для покрытия прошлых убытков «РусГидро» из-за роста цен на уголь, но этого недостаточно — компании вернули только половину накопленных убытков. Регулируемый тариф при действующих рыночных ценах на уголь может формировать выпадающие доходы генераторов до 30% от топливных затрат за год. А рынок — честная история: «РусГидро» берет реальный уголь по реальной цене и транслирует его в рыночную цену РСВ (рынок на сутки вперед.— ред.).

— Недавно вице-премьер Юрий Трутнев сказал, что дефицит энергомощности на Дальнем Востоке минимум 3 ГВт. Почему оценки так выросли?

— Юрий Трутнев как полпред президента в регионе ориентируется на заявки субъектов по прогнозным подключениям потребителей к электросетям. Пока эти заявки ничего не стоят главам регионов, ведь не они же платят за строительство электростанций. Они говорят, что, допустим, будут строить миллионы «квадратов» жилья, на наш взгляд, речь о совершенно фантастических цифрах. Инвесторам, которые просят по 500 МВт для своего ГОКа, тоже эти мощности пока ничего не стоят. Сомневаюсь, что инвестор закладывал бы такой объем мощности при цене вдвое выше текущей. «Системный оператор» в своих прогнозах исходит из определенных консервативных оценок, поскольку ошибиться и построить лишние 500 МВт — это дорого для энергосистемы. Всегда есть какая-то середина, поэтому я бы в большей степени ориентировался на оценки «Системного оператора» (1,35–1,9 ГВт.— ред.).

— После запуска рынка на Дальнем Востоке предлагается провести конкурс на строительство новой генерации (КОМ НГ). Какие варианты участия ВИЭ обсуждаются?

— Условия для каждого конкурса определяют регуляторы под эгидой Минэнерго. Если ВИЭ подойдут по цене, периоду строительства и по объему поставки мощности на определенной территории, то они смогут участвовать. Пока ни разу они не попадали под условия конкурса в силу свой специфики работы и зависимости от погодных условий. Например, построим 500 МВт солнечных панелей, а ночью их нет. Что делать? Ставить накопитель энергии. Если сложить стоимость панелей и накопителей, то такие объекты пока не попадают в предельные цены конкурсов. Хотя времена меняются, в будущем могут и попасть.

— Инвесторы в ВИЭ простят разрешить им перенос запуска объектов. Будете поддерживать?

— Сколько идет программа строительства новых мощностей, столько инвесторы и просят то перенести сроки ввода, то увеличить CAPEX, то учесть растущий курс иностранной валюты… У инвесторов в ВИЭ уже было право сдвига сроков, которым они воспользовались.

— Но в программе модернизации старых ТЭС разрешили отказаться от проектов на 2 ГВт. Даже штрафы снизили. Почему?

— Пока это только обсуждается. Соответствующие обоснования от поставщиков были представлены в Минэнерго. Размер штрафа тоже обсуждается и будет рассмотрен набсоветом, если будет принято соответствующее решение.

— Но принципиальное решение принято.

— Мы его не поддерживали.

— Если можно отменить проекты на 2 ГВт, то, может быть, энергосистема может обойтись без программы модернизации?

— Я именно так и аргументировал свою позицию по вопросу отказников. Для программы мы отбирали высоковостребованное и высокоизношенное оборудование. Если генераторы отказываются от модернизации, то, значит, оно и не такое изношенное. В таком случае, если кого-то отпускать, то тогда, может быть, не надо им давать право возвращаться в программу. Ремонтируй его сам за свой счет. Хотя я генераторов тоже понимаю: они на земле, поэтому весь рост издержек падает на них.

Но регуляторы для того и существуют, чтобы сдерживать аппетиты участников рынка.

— Какая у вас позиция относительно продолжения программы после 2031 года?

— Надо продолжать. Несмотря на то что все программы идут тяжело, они приносят пользу. 90% объектов по программе модернизации старых ТЭС, которые должны были заработать, к нынешнему дню запустились.

— Важно добавить, что большинство проектов сдвинули плановые даты запуска.

— Неважно. Введены же. Если бы не было программы модернизации, то мы бы столкнулись с гораздо более серьезными последствиями на юге и в других регионах. Модернизация существенно дешевле нового строительства, значит, она дешевле для потребителей. Альтернатива — резкое поднятие цены КОМ, чтобы можно было делать эти ремонты.

— Отказ от программ и уход на одноставочную цену уже нельзя считать альтернативой?

— Любое решение не без недостатков. Если мы уйдем на одноставку, то нас тоже будут критиковать. Будут спрашивать, где надежность и гарантированность поставки.

— Насколько вы зависите от пожеланий энергетиков при расчете предельного CAPEX для конкурсов КОМ НГ?

— Линейка принятия решений выглядит так: Минэнерго вносит на правкомиссию предложения, которые базируются на наших оценках, рассчитанных в том числе на уже упомянутом «калькуляторе Ламайера», разработка которого была одобрена набсоветом. Калькулятор базируется на тех цифрах, которые собираются с разных генераторов по уже исполненным, текущим и планируемым проектам. Работа эта независимая. Но последний конкурс в Сибири показывает, что только на калькулятор сложно опираться. Генераторы все время выдвигают обоснованные и не очень предложения для увеличения уровня предельных капитальных затрат, к чему мы всегда относимся критически. Мы на поводу у генераторов не идем. К тому же все равно последнее слово за правкомиссией.

— Нужно ли создавать условия для развития собственной генерации на стороне потребителя, в том числе для создания резервов для устойчивости системы?

— Такая генерация построена под нужды частных собственников. Я сомневаюсь, что предприятие остановится по просьбе диспетчера, чтобы снабжать население. Как полагаться на объекты, которые не в системе? Такие объекты должны быть готовы предоставить мощность энергосистеме, им придется соблюдать требования о надежности и так далее. Они тоже захотят получать деньги за мощность, повысят цену. Предложение выглядит неплохо, но при детальном рассмотрении замечаешь множество проблем.

— Как вы относитесь к предложениям Минэнерго по снижению объема мощности для оптовых станций с 25 МВт до 5 МВт?

— Снижением порога мы ничего не решим. Ответственность за несоблюдение этих правил минимальная. Сейчас есть проблемы и с объектами от 25 МВт. Есть объекты, которые приходят на набсовет и получают разрешение на работу вне оптового рынка. Но есть и станции, которые к нам не приходят за разрешением, по нашим оценкам, это порядка 7 ГВт. И что с ними делать? Запрет на работу вне оптового рынка есть, а наказания за нарушение этого запрета нет. Снизим порог до 5 МВт — существенно вырастет объем серых объектов. Надо экономическими методами действовать.

— Распределить на них все надбавки?

— Да. Это непопулярное решение, но оно выглядит логичными. Нет же никакой собственной генерации, которая работает все 365 дней в году. Она когда-то встает на ремонт. Собственник в этот период забирает энергию из системы. Должны ли они платить за то, что к ним подходит электросеть по первой категории надежности энергоснабжения? У сетевиков есть такой вопрос.

— Но потребитель при технологическом присоединении к электросетям заплатил за эту мощность.

— За мощность заплатили один раз — за ее выделение. Но ее нужно содержать.

— Считаете ли вы необходимым увеличение тарифов на электроэнергию для населения?

— В Конституции РФ написано, что у нас социальное государство. Мы можем позволить себе в обоснованных пределах субсидировать тарифы населения. Гораздо лучше было бы перейти на целевые субсидии для недостаточно обеспеченных домохозяйств. Для этого и был придуман механизм дифференциации тарифов для населения по объемам потребления электроэнергии. Регионы придумали издевательские потолки льготного потребления — 10–20 тыс. кВт•ч в месяц. Например, средний показатель потребления домохозяйств сотрудников группы компаний «Совет рынка», живущих в Москве и Подмосковье, находится на уровне 350–400 кВт•ч в месяц. Потребление на уровне 25 тыс.— это явно не домохозяйства, а майнинговая ферма плюс врачебный кабинет, магазин и автосервис! Второй фактор, который нас сильно настораживает,— это сильный рост потребления категорией населения. В этом году за январь—май в целом по ЕЭС (Единая энергосистема России) прирост показателя составил порядка 6% по сравнению с прошлым годом, что в 1,5 раза быстрее, чем по всем остальным группам. Это говорит о том, что экономические субъекты всеми способами пытаются присоединиться к льготным бытовым тарифам. Но это же неправильно. Я очень благодарен ФАС, которая сейчас пытается эту ситуацию исправить. И мы готовы всячески этому процессу содействовать.