«Страна должна что-то получить за льготы»

В последние месяцы регуляторам энергорынков одновременно пришлось решать проблемы, связанные с падением спроса на электроэнергию, избытком мощности, ростом долгов потребителей и необходимостью искать средства на развитие энергетики в Крыму, Калининградской области и на Дальнем Востоке. Стоит ли отказываться от строительства новых энергоблоков, доводить энергорынок до Тихого океана и строить в России зеленую, генерацию “Ъ” рассказал председатель правления ассоциации «НП Совет рынка» МАКСИМ БЫСТРОВ.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Предыдущая фотография

Следующая фотография

1 / 3

Вряд ли еще хотя бы в одном секторе, связанном с массовым потреблением, при текущей инфляции цены снижаются. Только на оптовом энергорынке

Фото: Коммерсантъ / Анатолий Жданов  /  купить фото

Но почему-то залогом инвестиционной привлекательности выбраны низкие тарифы в электроэнергетике. С этим тезисом я не согласен

Фото: Коммерсантъ / Анатолий Жданов  /  купить фото

Энергосбытовые компании нужно отдавать независимым собственникам. Может, найдутся смелые люди, которые готовы поработать в Дагестане

Фото: Коммерсантъ / Анатолий Жданов  /  купить фото

— В этом году было много обременительных решений для энергорынка — надбавки к энергоценам для Крыма, Калининграда, обсуждается надбавка для Дальнего Востока. Какова роль в этом «Совета рынка»?

— Не согласен, что было много негатива. Надбавка за Дальний Восток — это негатив для потребителей ценовых зон энергорынка, а для потребителей, которые придут в регион, будут снижены тарифы до инвестиционно привлекательных. Получается, для них это позитивный момент, правда? Хотя с точки зрения роста общей нагрузки на оптовый рынок решение непростое. Всегда кто-то выигрывает, кто-то проигрывает. Потребители Калининграда, как и Дальнего Востока, выигрывают, потому что их субсидируют, а потребители субсидирующих регионов скорее проигрывают.

Что касается положительных новостей. Есть два больших достижения, которыми мы гордимся. Во-первых, наконец-то принят закон о платежной дисциплине, который продвигался очень тяжело. Его рассмотрение все время совпадало с началом политического цикла, и это являлось большим риском. Депутаты оценивали поправки как влияющие на выбор электората, что, на мой взгляд, совершенно неоправданно.

В итоге в финальной версии санкции за неплатежи смягчили: из предложений убрали уголовную ответственность. На мой взгляд, можно было оставить ее за хищение электроэнергии. Но депутаты отказались, им виднее. Также были смягчены пени для населения, управляющих компаний и ТСЖ, но базовые нововведения, за которые мы бились, в законе остались — и это главное. Среди них — возможность отключения «неотключаемых» потребителей, предоставление финансовых гарантий, жесткий порядок аренды имущества муниципалитета (водоканалы и др.). Более жесткий вариант заработал бы лучше, но даже этот все равно принесет результат.

Второе достижение — долгосрочный КОМ (конкурентный отбор мощности, выбор наиболее дешевой генерации, которая будет получать фиксированные ежемесячные платежи за мощность.— “Ъ”). Для рынка это масштабное событие, которого ждали несколько лет.

— Уже прошел первый отбор мощности по новой модели рынка на 2016 год. Решил ли он хотя бы часть проблемы избытка мощности? Каких результатов ждете от долгосрочного КОМ на 2017–2019 годы?

— КОМ прошел удачно. Это не только моя оценка, а всех, кто имеет к нему отношение. Цены сложились вполне адекватные: в первой ценовой зоне оптового рынка (европейская часть РФ и Урал.— “Ъ”) — 112 тыс. руб. за 1 МВт, во второй (Сибирь.— “Ъ”) — 189 тыс. руб. за 1 МВт. То есть по сравнению с прошлым годом цены в первой ценовой зоне упали, во второй — чуть выросли. Важно, что достигнута основная цель — оплата избыточной мощности по сниженной цене. Ее объем оценивается в 20 ГВт, и это мощность, которую надо либо оплачивать, либо выводить из эксплуатации. В рамках однолетнего отбора не было стимулов для вывода, с проведением долгосрочного КОМ они появляются. Долгосрочный отбор на 2017–2019 годы будет впервые проведен в декабре.

— Вы сказали, что для генераторов в первой ценовой зоне сложились низкие для них цены, хотя и в прошлом году компании считали цену несправедливо низкой. Как текущая рыночная ситуация повлияет на их бизнес?

— Мы не слышим особых жалоб от генераторов. Со всеми общаемся, интересуемся мнением, взаимодействуем с Минэнерго. Сам лично, например, разговаривал с генерацией ЛУКОЙЛа, которая в прошлом году оспаривала результаты КОМ в суде и жаловалась в ФАС. В этом году результаты отбора их устраивают.

И вообще, если посмотреть на общую ситуацию в экономике, вряд ли можно выделить еще хотя бы один сектор, связанный с массовым потреблением, где при текущей инфляции цены снижаются. Только оптовый энергорынок, других нет. По нашим оценкам, рынок на сутки вперед (основная площадка оптового рынка электроэнергии) за три года вырос на 12–15%, а сколько за это время составила инфляция?

Генерация работает в рыночной ситуации, и конкуренция дает снижение цены. Казалось бы, парадокс — регулируемые цены и тарифы растут гораздо более высокими темпами, чем рыночные цены в том же самом сегменте. Помните, как при запуске оптового рынка электроэнергии опасались кратного роста тарифов? Но этого не происходит. С конечными тарифами ситуация другая. Они растут за счет нерыночного фактора — регулируемой государством сетевой составляющей. Нас часто критикуют, но, может быть, внедрение рынка было правильным шагом?

— Как вы относитесь к идее создания рынка на Дальнем Востоке? Там как раз хотят снизить цены для потребителей.

— Положительно. Надо продумать все, как следует. Дальний Восток — это единое географическое понятие, которое совсем не единое с точки зрения электроэнергетики. Часть субъектов отнесена к неценовым зонам, часть — к изолированным энергосистемам, ситуация в них кардинально отличается. Например, Приморский край сильно разнится с Камчаткой и Чукоткой по ценам, по уровню развития энергосистемы и видам генерации. В этой связи надо говорить про конкретные регионы и решения для них. Там, где цена действительно одна из самых высоких в стране, нужно существенным образом менять подходы, тем более что приход новых инвесторов обеспечит развитие регионов, повысит занятость, уровень жизни людей.

— Насколько можно понизить тарифы для дальневосточных инвесторов за счет надбавки потребителям ценовых зон оптового рынка? Оценивал ли «Совет рынка» возможные ценовые последствия и объем дополнительной нагрузки?

— Говорят, что нужно повышать инвестпривлекательность Дальнего Востока. Это правильно, с этим никто не спорит, это общегосударственная задача. Но почему-то залогом инвестиционной привлекательности выбраны низкие тарифы в электроэнергетике. С этим тезисом я не согласен.

Мы посмотрели на регионы ДФО, в которых реально можно развивать бизнес, так скажем, в абсолютном выражении. Это Приморский край, Хабаровский край, Еврейская АО. На этих территориях уже созданы условия для инвесторов, а тарифы подчас ниже, чем, например, в Калужской области, которая лидер по инвестпривлекательности. То есть в Калужской области тарифы выше, чем в Приморском крае, но инвестиции в этот центральный регион идут лучше. Географически у него только одно преимущество — он ближе к Москве, к центру потребления многих товаров. Между тем у Приморского и Хабаровского краев есть свое сумасшедшее преимущество — длинная береговая линия, удобные бухты для портов. Это значительное преимущество для экономики. Пример показывает, что инвестпривлекательность напрямую не связана с тарифами на электроэнергию.

— Бывает, что дизель-генератор формирует тариф в несколько раз выше среднероссийского…

— Это история как раз про Камчатку, Чукотку. Здесь действительно цена на электроэнергию одна из самых высоких в стране из-за того, что энергетика в этих местах представлена дизельными станциями, топливо для которых доставляют до двух лет. Экономически обоснованная цена на таких станциях может достигать 70 руб. за 1 кВт•ч! Уже сегодня приняты отдельные решения о субсидировании таких конечных тарифов — как из регионального, так и из федерального бюджетов, тарифы на отдельных территориях устанавливаются как средние величины, и все равно цена достигает 8–12 руб. за 1 кВт•ч.

— На каких условиях возможно субсидирование потребителей Дальнего Востока?

— Прежде всего нужна конкретика. Если будут понятны инвесторы, у которых в бизнес-плане мы увидим строчку «высокий тариф — срок окупаемости 20 лет, низкий тариф — срок окупаемости 10 лет». При этом в случае низкого тарифа должны быть видимые налоговые поступления в местные и федеральный бюджеты. Страна должна что-то получить за льготы. Если же при разных уровнях тарифов срок окупаемости мало отличается, то ради чего напрягать всю страну, две ценовые зоны? Как видно по Кавказу, схема «предоставить всем низкий тариф» не работает. Пять лет там сохранялись низкие тарифы, в итоге мы получили рост коммерческих потерь, увеличение задолженности на оптовом рынке и в рознице.

— В этом году «Совет рынка» начал признавать долги северокавказских энергосбытов невозвратными, лишил статуса гарантирующего поставщика (ГП, ключевой энергосбыт региона) в Чечне и Ингушетии «Нурэнерго» и «Ингушэнерго». Какое решение накопившейся задолженности вы видите, можно ли повлиять на платежную дисциплину на Кавказе и передать статус новым компаниям?

— Новый закон о платежной дисциплине позволит существенным образом изменить ситуацию. Мы просто верим в это. Еще во времена моей работы в полпредстве президента РФ на Северном Кавказе были разговоры об ужесточении условий расчетов. Вот, к счастью, уже на другом месте это удалось сделать. Главным идеологом закона было Минэнерго при нашем непосредственном участии.

Если вернуться к ситуации с платежами в Чечне, «Чеченэнерго» (временно заменило «Нурэнерго».— “Ъ”) снова копит долги. Правда, платежная дисциплина у компании несколько лучше. «Нурэнерго» оплачивало только 34% потребления на опте, расчеты «Чеченэнерго» составляют 46%. Более того, компания платит живыми деньгами через уполномоченную кредитную организацию, чего «Нурэнерго» никогда не делало. Считаю, что мы не зря лишили «Нурэнерго» статуса участника оптового рынка. Положительный эффект хоть и небольшой, но есть.

Основные неплательщики на Кавказе — это предприятия ЖКХ. Действует отлаженная схема, особенно у водоканалов. Например, за девять месяцев 2015 года ингушский водоканал не заплатил ни рубля за электроэнергию — скоро он обанкротится, имущество отойдет обратно республике, а долги попадут в разряд безнадежных. Водоканал с другим арендатором начнет новую жизнь, продолжится накопление задолженности. Точно так же действуют водоканалы во Владикавказе, Нальчике, Махачкале. Аналогичная ситуация с теплоснабжающими организациями. Согласно новому закону, такая схема уже не пройдет: повышена ответственность региона, который передает свою собственность нерадивому арендатору водоканала. Если арендатор не платит на рынок, регион обязан предоставлять финансовые гарантии.

— По Дагестану тоже стоял вопрос слишком высокой задолженности. Планируется ли там лишать сбыт статуса?

— Исторически проблемными территориями являются Чечня, Ингушетия и Дагестан. В Чечне «Нурэнерго» лишили статуса ГП, но там было куда передать его функционал — в структуру «Россетей» «Чеченэнерго». В Дагестане некому передавать статус распредкомпания-преемник должна быть членом нашей ассоциации. Что касается «Ингушэнерго», то на ноябрьском заседании наблюдательного совета в очередной раз был поставлен вопрос о неудовлетворительной платежной дисциплине компании, по результатам рассмотрения ее лишили статуса.

В целом нет ничего хорошего в ситуации, когда «Россети» являются ГП на Северном Кавказе. Во всей стране сети к энергосбытам никакого отношения не имеют, это разные виды деятельности — монопольный и конкурентный. Вывод простой: энергосбыты нужно отдавать независимым собственникам. Может, найдутся смелые люди, которые готовы поработать в Дагестане.

— Среди местных предпринимателей?

— Хоть и местные. Важно, чтобы они действовали в рыночной ситуации. Это мое личное мнение.

— Интерес к принятой два года назад поддержке возобновляемых источников энергии (ВИЭ) сходит на нет из-за изменившейся экономической ситуации. Зачем проводить формальные конкурсы, если даже инвестпроекты, получившие поддержку, не могут построить?

— Интерес к ВИЭ подорвала ситуация с кризисом и ростом курса доллара, потому что по большей части используются импортные технологии. Оборудование подорожало, эффективность реализации таких проектов существенно упала. Интерес инвесторов был потерян. Причем это не связано со спецификой ВИЭ: если бы исполнение обычного ДПМ (договоры на поставку мощности, гарантирующие возврат инвестиций, использовались для привлечения инвесторов в строительство тепловой генерации.— “Ъ”) происходило в условиях, когда на момент закупки основного оборудования рубль обесценился в два раза, мы также увидели бы массовый отказ от строительства, а программа забуксовала бы.

В целом надо определиться, возобновляемая энергетика нам нужна или нет? Посмотрим на Европу, которая делает ставку на зеленую энергетику. Потребители платят повышенный тариф, система рынка перестроена, домохозяйства продают излишки электроэнергии, все это делает возможным снижение зависимости от российского газа. Даже при повышенной нагрузке на потребителя выбранный вектор считается правильным. Есть у этой политики и этический аспект. Европейцам важно, что они не жгут углеводороды, не загрязняют окружающую среду. Конечно, с точки зрения сиюминутной экономии ВИЭ не выдерживают конкуренции с традиционными видами генерации. В то же время наша система поддержки ВИЭ создает правильные экономические стимулы для развития возобновляемой энергетики, подкосила лишь девальвация рубля. Действует законодательная база по проведению конкурсов. Пустой конкурс — это тоже результат. Рынок показывает, что в определенный период нет необходимости в ВИЭ-генерации на предложенных условиях.

Показатели вводов ВИЭ, конечно, не достигнут уровня 6 ГВт. Из всего разыгранного массива по ветру, солнцу и воде построили только четыре солнечные станции на 40 МВт. Большая часть запланированных объектов не запущена. Но, как мне кажется, только что принятые изменения в постановления правительства серьезным образом поменяют ситуацию. Так, для ранее отобранных объектов предусматривается расчет цены на мощность с применением валютного коэффициента, отражающего рост курсов. Для новых отборов будут применены новые предельные капитальные затраты, которые будут учитывать изменения в экономике. Скоро мы узнаем результаты конкурса, который будет проведен уже с учетом новых параметров.

— Как изменилась доля нецентрализованной генерации в энергосистеме и пытаетесь ли вы как-то мотивировать ее работать на оптовом рынке с потребителями?

— Опять-таки из-за девальвации рубля пропал накал и в вопросе развития распределенной генерации. Для таких объектов чаще всего выбиралось импортное оборудование, теперь эффективность строительства собственной генерации на импортном оборудовании существенно упала. Те собственники, которые успели совершить закупку до девальвации рубля, свои объекты построили. Яркий пример тому «Металлоинвест» в Тихвине. Попытки уйти от единой энергосистемы связаны с высокой сетевой составляющей (цена услуг электросетей.— “Ъ”), но желающих становится все меньше.

Наблюдается другая тенденция: некоторые компании стремятся «вырвать» уже существующие станции из энергосистемы. В соответствии с законодательством генерация свыше 25 МВт должна работать на оптовом рынке. Между тем есть собственники, которые пытаются забрать на розничный рынок станции, условно разделив их на «отдельные» генераторы меньше 25 МВт. Есть еще схема перемаркировки генераторов: бывают случаи, когда неожиданно 40 МВт установленной мощности превращаются в 24,9 МВт. Мы с Минэнерго стоим на страже и пытаемся этот процесс остановить.

— Не пытаетесь как-то ухудшить для них условия на рознице, чтобы не было стимула выводить станции?

— Скорее не ухудшить, а сделать эти условия более справедливыми. Такие предложения есть. Одно из них — ввести плату за резерв сетевой мощности. В период ремонтов своего оборудования собственник все равно потребляет электроэнергию извне — пусть даже несколько часов в год. Значит, присоединение к энергосистеме сохраняется, и возможность резервирования должна быть оплачена.

Плата сетям распределяется между крупными, средними, бюджетными потребителями, малым бизнесом и населением. Если из этой системы выпадет крупный потребитель, построивший себе генерацию, плата за сети распределится на меньшее количество потребителей, а для каждого из них платеж возрастет. Потом средний потребитель задумается, а зачем столько платить за передачу, и тоже построит свою генерацию. В итоге в энергосистеме останутся только те, кто не может построить свой источник энергии: население, мелкий собственник и бюджетные учреждения, а тариф для них сложится запредельный. Регулировать работу распределенной генерации надо, а поощрять только тех, кто утилизирует попутный или доменный газ.

— В этом году встал вопрос: надо ли своевременно вводить новые мощности по ДПМ или можно от них отказаться, перенести сроки вводов и простить штрафы при существующем избытке мощности. Какое решение вы видите оптимальным и справедливым для потребителей?

— Мы два месяца на площадке «Совета рынка» пытались найти сбалансированное решение в части ДПМ по штрафам и срокам ввода. Но так и не выработали. Потребители — с учетом возросших платежей по ДПМ в 2016 году — не хотят отказываться от штрафов генераторов, только в обмен на бонусы. Генераторы, со своей стороны, не хотят идти на уступки и требуют отмены штрафов. Важно понимать, что это возможно только через переподписание всех ДПМ: достаточно отказаться это делать одному из многочисленных потребителей, и конструкция не выдержит. Риски слишком велики, поэтому на централизованном решении по штрафам мы поставили крест.

Сами считаем, что штрафовать надо, но при этом возможна рассрочка до момента ввода оборудования в эксплуатацию. К моменту пуска генератор сам себя накажет, вдобавок к начисленным штрафам сократив срок поставки мощности по ДПМ. После ввода штрафы целесообразно начислять не одномоментно на всю миллиардную сумму, а дать повторную рассрочку по выплате на три-четыре года. Это самый разумный вариант.

— Останется ли какая-то прибыль в проектах ДПМ после уплат штрафов с урезанным сроком платежей?

— Сама компания должна просчитать, что ей выгоднее — построить объект или отказаться от него. Это бизнес-решение. У каждого собственника своя точка безубыточности. Если штраф не превышает предполагаемого объема платежей по ДПМ, то выгоднее все-таки ввести объект и уплатить штраф.

— Разве компании могут без всяких санкций отказаться от ДПМ?

— «Совет рынка» и потребители предлагали генераторам такой вариант, были готовы даже простить штрафы. Никто из генераторов, включая «Квадру», не согласился. Перенос сроков — честно говоря, это лукавство, ведь тогда сохранится срок поставки десять лет и не будет штрафов. Генератор получается прикрытым со всех сторон, а потребитель? Это несправедливо.

— Дальнейшая либерализация рынка электроэнергии и тепла — альтернативная котельная, переход на эталонную сбытовую надбавку, разработка концепции розничного энергорынка — давно буксует. Что мешает и стоит ли ждать прогресса?

— Конечно, надо думать о перспективных задачах. Думаю, что по теме эталонных затрат энергосбытов в этом году ситуация будет переломлена ФАС, которая теперь отвечает за тарифное регулирование. Этому вопросу не повезло: когда все расчеты по эталонным затратам сбытов были нами при участии PwC подготовлены, полномочия ФСТ прекратили и отдали ФАС. Мы взаимодействуем с ФАС, я рад, что служба настроена конструктивно. Идеология эталонной надбавки такова: сбыт регулируется на основе неких эталонных показателей. При этом они имеют градацию, потому что, например, сбыт на Кавказе нельзя приравнять к сбыту на Урале: разнятся климатические условия, соотношение населения и крупных потребителей, ряд других факторов. После перехода к этой модели ФАС будет проще контролировать установление сбытовых надбавок (регулируемая маржа энергосбытов.— “Ъ”) РЭК (региональные энергетические комиссии.— “Ъ”). Это честный и прозрачный подход. Служба, занимающаяся тарифным и антимонопольным регулированием, заинтересована в нем.

Что касается альтернативной котельной, то, как и в случае с эталонами, мы обеспечили выполнение работы по определению удельных затрат на строительство и эксплуатацию альткотельной и коэффициентов, учитывающих региональные особенности, выслушали замечания и предложения, провели дополнительные расчеты, обобщили и внесли результат в правительственную комиссию, дальше — решение за правительством. Насколько я знаю, сейчас стоит вопрос выбора муниципальных образований на основе определенных критериев, где будет внедряться метод альткотельной. В дальнейшем планируется принятие ряда подзаконных актов, включая методологию расчета цены. «Совет рынка» планирует принимать активное участие в этой работе — в соответствии с «дорожной картой» мы осуществляем расчет цены альткотельной для административных центров субъектов РФ и городов с населением более 500 тыс. человек.

По розничному рынку правительство поручило разработать концепцию, мы вынесли вопрос на рассмотрение набсовета НП, но он решил, что этого делать не стоит. Разработкой занялось Минэнерго, заказало соответствующие НИОКР.

— А в какую сторону будет идти развитие розничного рынка электроэнергии? Устраивает ли вас конструкция с гарантирующими поставщиками или хотите двигаться в сторону развития независимых сбытов?

— Вряд ли потребители останутся довольны, если отказаться от ГП как вида. Должна быть компания, обязанная заключать договор с любым обратившимся потребителем. Похожая история с Пенсионным фондом для «спящих» вкладчиков, которые держат деньги там, где есть государство. Для продвинутых работают частные фонды с большей доходностью. Так и ГП должен принимать потребителей по умолчанию и за это обязательство получать преференции. Думаю, всегда будет некая неравномерность между конкурентным сбытом и ГП.

— Как вы смотрите на систему вторичной торговли мощностью и переторговку мощности после КОМ? Ведь генераторы могут ошибиться с прогнозами при участии в долгосрочном КОМ.

— Масштабная переторговка и вторичный рынок мощности точно не планируются, да и сложно представить ситуацию, когда он может понадобиться. К этим предложениям вообще относимся скептически. За этими словами ничего нет. Генератор прошел КОМ, получил плату за мощность, потом не смог мощность поставить и отдал это право какому-то другому генератору? Тому, у кого уже есть обязательства по продаже мощности, или тому, кто не прошел отбор? Пока это просто красивые слова, как конкуренция в рознице, но, что за ними стоит, неясно.

— Видите ли вы шанс в ближайшее время перейти к модели, когда основные объемы электроэнергии продаются по долгосрочным контрактам вместо спотового рынка?

— Долгосрочные контракты и сейчас можно заключать. Этим правом пользуется только «Русал». Значит, две стороны — потребитель и генератор — не заинтересованы в них. Генераторы думают, что продешевят — вдруг спрос вырастет и цена поднимется, а потребитель опасается, что будет покупать дороже рыночной цены, если спрос и цены упадут.

— Участники рынка считают, что не хватает торговли фьючерсами на рынке, чтобы хеджировать эти риски. Возможно ли развитие таких финансовых инструментов?

— Согласен, что нужны производные финансовые инструменты — деривативы или фьючерсы на поставку. Производные инструменты дают референтную цену. Например, если генератор увидит на рынке фьючерс определенного объема электроэнергии с поставкой через год, он может учесть эту фьючерсную цену в долгосрочном договоре или хотя бы сориентироваться по уровню ожиданий рынка. Долгосрочные договоры начнут заключать, когда обе стороны перестанут бояться прогадать. Надо создать такие условия через будущую референтную цену, отраженную во фьючерсах. Мы над этим серьезно думаем, основная работа впереди.

Интервью взяла Анастасия Фомичева