Замминистра энергетики Михаил Курбатов рассказал «Власти» о годе работы в правительстве, перспективах развития электроэнергетики и ее реальных показателях, адекватности инвестпрограмм сетей и спорах правительства с «Роснефтегазом».
«Функции министерства простираются далеко за грань стратегических»
Вы проработали в Минэнерго год. Что удалось сделать за это время, а что не удалось?
Как на любой руководящей должности, передо мной после назначения в конце июля прошлого года встало два типа задач — стратегические и операционные. И хотя, приглашая меня на работу, обсуждали первые, было понятно, что уволить могут именно за вторые. Поэтому первоочередной задачей было качественное обеспечение непрерывности выполнения операционных задач. В электроэнергетике, к сожалению, функции министерства простираются далеко за грань стратегических, требуя глубокого погружения в операционные процессы.
А именно?
Это координация подготовки к зиме, проведение конкурсного отбора мощности (пока на ежегодной основе) и утверждение и контроль исполнения всех инвестиционных программ, утверждение нормативов технологических потерь при передаче электроэнергии и тепловой энергии, удельного расхода и запасов резервного топлива при производстве тепловой энергии и так далее. Эти функции больше свойственны либо компаниям, либо, в нашей структуре власти, федеральному агентству. Но у нас в электроэнергетике такие операционные функции присутствуют. В моем понимании министерство должно в большей степени заниматься стратегическими вопросами, изменением нормативно-правовой базы, обеспечением развития отрасли. Тем не менее задача по обеспечению качественного выполнения оперативных функций была поставлена, и, как мне кажется, команде удалось с ней справиться. Я специально не упоминаю о таком вопросе, как обеспечение надежного энергоснабжения Олимпийских и Паралимпийских игр 2014 года, хотя на это в какой-то момент приходилось тратить до 40% рабочего времени. Это вообще комплексная задача — от проектирования, строительства и постоянного мониторинга нагрузок до эксплуатации и готовности к любым чрезвычайным ситуациям. Отмечу лишь, чтобы был понятен объем задач по этому направлению, что по решению председателя правительства месяц назад введена должность отдельного заместителя министра энергетики — главного энергетика Олимпиады, который курирует все указанные вопросы.
А не было мысли каким-то образом выделить функции, которые несвойственны министерству?
Вопросом, правильно ли, что на министерство возложены эти функции, мы задались сразу. Мы создали специальную рабочую группу, которую возглавил председатель правления НП «Совет рынка» Вячеслав Кравченко, ее задачей было проанализировать, какие функции Министерства энергетики можно передать либо на аутсорсинг, либо в какие-то некоммерческие объединения — в «Совет рынка», в саморегулирование… Честно скажу, по этой части мы никуда не продвинулись. То есть все вроде согласились, что функции неоптимально зафиксированы. Эта проблема восходит еще к реорганизации РАО «ЕЭС России». Тогда, напомню, существовали Минпромэнерго, Росэнерго и собственно РАО ЕЭС. При реорганизации РАО ЕЭС был составлен перечень функций, которые от него нужно передать в министерство. Этот перечень так полностью передан и не был. И мало того, через очень короткий период времени министерство было реорганизовано, Росэнерго соединили с Министерством энергетики. И при этих преобразованиях совершенно точно не все функции распределили оптимальным способом. Это признают все, и мое экспертное мнение в том, что здесь есть поле для оптимизации. На то, каким образом это сделать, есть разные взгляды, в том числе взгляд «Системного оператора», который говорит, что министерству нужны дополнительные функции, и взгляд старых энергетиков, по мнению которых министерство должно действовать по модели Советского Союза, когда у него было значительно больше функций, больше персонала, да и вообще было отдельное Министерство электрификации. В целом эту задачу нам еще предстоит решить. Просто она требует большой аккуратности и вдумчивого подхода. Ни в коем случае нельзя ничего обрезать или добавлять, не проведя достаточного анализа.
А от каких функций, по вашему мнению, необходимо избавиться? И какие, возможно, нужно дополнить?
Я бы попробовал вывести на аутсорсинг все, что касается утверждения нормативов — потери в тепловых и электрических сетях, удельные расходы топлива при производстве.
Аутсорсинг какого уровня?
Возможен аутсорсинг нескольких уровней: либо некая форма саморегулирования, либо, например, все можно перевести в организацию вроде Российского энергетического агентства, которое просто будет оказывать соответствующую услугу, собирая некий минимальный платеж с компаний и нанимая на эти деньги экспертов, которые выполняют работу. Также, по моему мнению, регулирование розничного рынка электроэнергии (РРЭ) со временем следовало бы вывести на уровень «Совета рынка». Почему? Потому что так же, как и на оптовом рынке электроэнергии, отношения на РРЭ регулируются очень сложной нормативно-правовой базой, информация стремительно устаревает. Если человек не работает в сбытовой компании или на реализации в сетевой компании на месте, через полгода-год он знает только 30% о том, что реально происходит. В этой связи важно, чтобы была площадка, где потребители, сбытовые компании, сетевики могли бы снимать свои конфликты и где существовал бы арбитраж, состоящий из квалифицированных участников профессионального сообщества. Сейчас мы, конечно, все это пытаемся прописать на уровне постановления правительства, и, объективно, не без успеха: многие проблемные зоны на РРЭ за последние несколько лет были устранены. Но все-таки была бы нужна более быстрая обратная связь. И я считал бы правильным сдвинуть часть регулирования на «Совет рынка».
А какие функции нужно добавить?
Глобальная миссия министерства в части электроэнергетики, на мой взгляд, поиск баланса между надежностью поставки электроэнергии и ее ценой. Можно сделать очень надежную энергосистему, но настолько дорогую, что экономика не сможет за нее платить, предприятия просто придется закрывать из-за недоступно дорогой электроэнергии. Можно наоборот — максимально дешевую (оплачивать энергетикам только расходы на топливо и немного на заработную плату), но настолько ненадежную, что со временем это выльется в риски, непереносимые для стратегической безопасности и социально-экономического развития страны. Понятно, что это доведенные почти до абсурда крайности. Но поиск золотой середины между ними, выбор способа и технологий достижения этого баланса являются важным стратегическим решением, значительно влияющим на развитие нашей экономики. Это и должно быть нашей основной задачей. Это касается предложений и по формированию инвестиционных программ, и по тарифному регулированию, и по механизму работы рынков. Если что-то и добавлять, нужно взглянуть на эти две точки — надежность и цены. Цены — это тарифные органы и совет рынка, а надежность — это в первую очередь «Системный оператор». Мы ни в коем случае не замахиваемся на полномочия этих организаций — скорее наоборот. Но координации и взаимоувязки решений, а также единой ответственности, думаю, можно было бы прибавить.
Чем ознаменовался для вас первый год работы?
Начать, конечно, стоит с прохождения осенне-зимнего периода (ОЗП). Все члены команды волновались по этому поводу. Несмотря на то что у многих за плечами опыт участия в прохождении и ледяных дождей, и системных технологических нарушений, все-таки уровень ответственности оказался принципиально другим. В итоге всех работников отрасли и сопричастных людей все мы обязаны поблагодарить: в ОЗП 2012/13 аварийность снизилась по сравнению с предыдущим периодом на 3%. И это при том, что зимой был достигнут исторический максимум потребления — 157 ГВт. Он пришелся как раз на 21 декабря, День энергетика. Мы сами не ожидали, что будут такие результаты. Этому есть и объективные причины: слава богу, природа не подбросила особенных испытаний, за исключением, может, только снегопада в Псковской области и серии ураганов на Дальнем Востоке. Также помогли реализованные в последние годы инвестпрограммы — в части как нового строительства, так и модернизации старого оборудования, расчистки тех же лесных просек, которые подвели в 2010 году. Но, с другой стороны, мы несколько модернизировали организационные процедуры проверки готовности к зиме, что, как мне кажется, пошло на пользу. При этом не обошлось без серьезных вызовов, с которыми энергетики, считаю, с честью справились. Так, была сложная ситуация с декабрьскими вводами новых энергоблоков Богучанской ГЭС, с отставанием схемы выдачи ее мощности и вытекающими отсюда рисками, связанными как с режимно-балансовой ситуацией в сибирской энергосистеме, так и с эксплуатацией такой ГЭС с повышенными пропусками воды при красноярских перепадах температуры. Менеджмент «РусГидро» нашел изящное инженерное решение и собрал искусственные конструкции, чтобы не допустить гололедообразования и формирования ледяного айсберга высотой несколько десятков метров! Были существенные риски ограничения подачи топлива у ряда предприятий, и если бы, не дай бог, эти ограничения произошли, возникла бы необходимость эвакуации людей. Как пример — ТЭЦ Байкальского ЦБК. Как это часто бывает, накануне одного из самых прекрасных праздников, 8 Марта, на станцию пришел непроектный уголь, и только благодаря слаженной работе энергетиков, железнодорожников и местных властей удалось нужный уголь подвезти своевременно. Если так можно выразиться в ситуации, когда запасов оставалось на три часа.
Простите за крамольный вопрос, а насколько необходима такая масштабная подготовка к зиме, ведь в других странах она оставлена на волю экономических стимулов.
Это очень хороший вопрос, мы его часто задавали себе сами и успели подробно обменяться опытом с зарубежными коллегами. Очень хотелось бы, чтобы у нас, как, например, в Финляндии, работали бы в основном экономические мотивы надежного обеспечения потребителей теплом и электроэнергией. Считаю это абсолютно достижимой и правильной целью, и уже сейчас сделаны и делаются шаги по изменению нормативной базы в этом направлении. Но путь этот долгий. Финляндия — страна со схожим климатом, где тоже бывают очень холодные зимы. У них централизованной подготовки к ОЗП нет, но при этом финские теплоэнергетики проводят все те же мероприятия, что и наши. Например, так же содержат избыточные резервные запасы топлива, несмотря на то что это явное отвлечение денежных средств. Почему, если никто не заставляет? Потому что, во-первых, у них за перерывы в энергоснабжении налагаются колоссальные штрафы. А во-вторых, как и у нас, есть административно-политические риски: если зимой произойдет ЧП, глава компании, вероятно, будет вынужден уйти в отставку, поскольку потенциальный ущерб от нарушения теплоснабжения зимой неизмерим. Поэтому необходимо быть предельно осторожными: пока мы не убедимся, что корректно заработали экономические мотивы, придется сохранять весь арсенал мер административного воздействия, каким бы устаревшим он ни казался. Несмотря на то что энергетики — люди очень дисциплинированные, привыкшие нести ответственность, существует огромное количество проблем, которые почему-то не решаются без дополнительных совещаний, проверок и тренировок. Это держит людей в тонусе — и действующая система технического, включая энергетический, надзора, и система проверки готовности к зиме. Нельзя просто отменить одно, не введя другое.
«Принятый вариант уж точно лучше, чем все возможные альтернативы»
Вы рассказали об обеспечении непрерывности процессов. В других аспектах сдвиги были?
Если говорить о развитии нормативно-правовой базы, первое, что вспоминается,— это, конечно, формирование «Российских сетей». В этой истории было много различных позиций, но я считаю, что принятый вариант — когда большие сети не управляют малыми или наоборот, а есть холдинг с операционными дочерними компаниями — это правильное решение. Уж точно лучше, чем все возможные альтернативы. Параллельно с этим преобразованием шло принятие нескольких стратегических документов, в первую очередь указа президента о формировании «Российских сетей». Он задает вектор: вводить сравнительный анализ расходов сетевых компаний (бенчмаркинг), не отходить от RAB-регулирования, поэтапно привлекать частные инвестиции в отрасль и консолидировать территориальные сетевые организации. В развитие этого указа вышла Стратегия развития электросетевого комплекса, которая была рассмотрена на совещаниях у президента и впоследствии утверждена на совете директоров «Россетей». В ней заложено сразу несколько стратегических решений. Как пример, целевым образом ограничена доля сетевой составляющей в конечной цене на электроэнергию, которая не должна превышать 40%. Впервые в документе такого высокого уровня заданы ориентиры расходов на сетевую инфраструктуру. В стратегии содержатся довольно жесткие целевые показатели по консолидации территориального сетевого комплекса, по ликвидации перекрестного субсидирования и «последней мили», по внедрению бенчмаркинга. А самое главное — по снижению капитальных и операционных расходов сетей. Сетевой тариф как таковой, возросший в доле и не очень понятный с точки зрения обоснования,— это составляющая, которая сейчас подвергается наибольшей критике со стороны потребителей, особенно энергоемких, для которых от расходов на электроэнергию в условиях падающих цен и объемов на глобальных рынках их продукции стало зависеть выживание. Результаты укрупненного сравнительного анализа действительно показывают, что потенциал повышения эффективности в электроэнергетике есть, но, чтобы его реализовать, требуется серьезнейшая работа с преодолением сопротивления тех, кому такая неэффективность выгодна. «Россети» — большая компания с большими ресурсами, перед которой стоят большие задачи. И если все остальное мы еще можем на своем уровне сделать как Министерство энергетики, то снижение операционных расходов и удельных капитальных расходов — это задача менеджмента, и этим необходимо в первую очередь заниматься. И еще одна задача, приоритетная для нас,— это улучшение качества присоединения новых потребителей к электрическим сетям. Она приоритетна и для нас как для министерства, и, конечно, для менеджмента «Россетей», потому что зачастую, как показывает, например, практика Москвы, бизнес-процессы компании даже важнее, чем нормативно-правовое регулирование. К предыдущему менеджменту компании МОЭСК были серьезные претензии по работе с техприсоединением потребителей. Сейчас новый менеджмент по-другому подходит к этому вопросу, и то, что МОЭСК сделала за последний год, притом что над ними довлели мы, Минэкономики, мэрия Москвы,— это серьезнейший шаг вперед с точки зрения повышения прозрачности процедур и клиентоориентированности и важный вклад в копилку инвестпривлекательности столичного региона. Программа присоединения в пять шагов за три визита — это то отношение к клиенту, о котором раньше потребитель в общении с естественными монополиями даже не мог подумать. За последние девять лет на всех должностях я был связан с совершенствованием процедуры техприсоединения к сетям, очень лично отношусь к этому проекту и испытываю огромную гордость, когда такие программы появляются и начинают работать. Боюсь, что от монополий в других секторах, например от ОАО «Газпром», мы такого в ближайшее время не увидим. Все перечисленное было сделано параллельно с изменениями нормативно-правовой базы и созданием единого портала технологического присоединения, которые мы осуществляем в рамках «дорожной карты» по повышению доступности энергетической инфраструктуры: люди на местах не ждали, когда на федеральном уровне будут выполнены все процедуры, а действовали. Теперь посмотрим, как это оценит Всемирный банк. Лично я уже вижу по отзывам предпринимателей, что стало значительно лучше. На примере Москвы считаю, что так и дальше нужно действовать: совершенствовать нормативную базу и, если менеджмент сетевых компаний не справляется, проводить качественные кадровые решения.
А сами сети не жалуются на перекрестное субсидирование льготников?
Конечно, жалуются. Но это был идеологический выбор правительства, который, на мой взгляд, пересматривать уже нельзя. Сама по себе плата за техприсоединение — очень хороший инструмент, который лично мне всегда нравился: он мотивирует потребителей думать о том, какой уровень потребления им на самом деле нужен, так как за каждый дополнительный киловатт приходится платить рублем. Но одобренная несколько лет назад задача свести плату за присоединение чуть ли не к нулю — серьезнейшая мера по стимулированию развития нового бизнеса. B отличие от 90-х годов, когда альтернативных источников не было, что породило дефицит свободных мощностей и масштабную коррупцию, решение об уменьшении платы за техприсоединение принималось одновременно с введением RAB-регулирования. Безусловно, эта льгота ляжет в тариф на передачу. Но не будем забывать, что новое присоединение — это новое потребление электроэнергии. И чем больше потребителей, тем меньшая доля расходов по содержанию сетевой инфраструктуры приходится на одного потребителя или один киловатт-час. Проблема состоит, как это ни парадоксально, в доверии предпринимателей к прогнозируемости действий государства, в том, как потребители ведут себя в изменяющихся обстоятельствах. Сейчас в крупных городах и официальная стоимость техприсоединения упала (особенно для малого бизнеса), и так называемая неофициальная, или коррупционная. К сожалению, полностью от коррупционных процессов избавиться пока не удается, но сокращение масштабов коррупции в этой сфере, судя по опросам, налицо. То, что она остается, часто связано и с тем, что многие люди до сих пор не знают или не верят в свои права в этой сфере. Итог: потребители стали платить значительно меньше, чем платили раньше. Конечно, тут же возникла проблема. Потребители, особенно льготники, получившие право на присоединение за 550 руб. на мощности 15 кВт, которая сейчас расширяется до 150 кВт, теперь думают: эту льготу ведь могут отнять. И подают максимальную заявку, предпочитая переплатить, лишь бы у них была эта мощность — на всякий случай. Это делает нашу энергосистему неэффективной. Отсюда незагруженные мощности, на которые так много внимания в последнее время обращают потребители. Пока нам не удалось принять нормативно-правовую базу, которая мотивировала бы потребителя к тому, чтобы задумываться над заявкой, с которой он приходит к сетям. Мы предложили и плату за резерв — платеж за невыбранную, но построенную по твоей заявке сетевую мощность, и договоры take-or-pay. Концептуально все вроде согласились, но сначала это на всякий случай заблокировали крупные потребители, а теперь сети попросили норму на один год перенести — недавно вышло соответствующее постановление правительства.
В какой стадии находится сейчас работа над бенчмаркингом для электросетей?
Методика должна быть утверждена в четвертом квартале. Безусловно, мы уже несколько раз проводили бенчмаркинг до утверждения методики, и результаты пока используем как аналитику в работе. «Бенчмаркинг» — слово очень емкое, за ним стоит огромная методологическая работа по нескольким направлениям. Первое — это сравнение удельной стоимости строительства. Цель работы — определить эталонную, или, как раньше говорили, нормативную, стоимость строительства: сколько должно стоить строительство, допустим, 100 км линии электропередачи такого-то напряжения в такой-то местности. Под каждый такой объект инвестиционной программы должен быть типовой проект, чтобы у нас не было так, как сейчас, когда каждый объект — уникальное проектное решение. Это называется «альбом типовых проектных решений». По каждому из типовых проектов должна быть определена типовая стоимость. На основании таких расчетов мы сможем сформировать почти невозможное — экономические мотивы естественным монополиям заниматься сокращением издержек. Сделать это можно за счет простого решения: в RAB-регулировании в базу капитала принимать не фактическую стоимость строительства, а эталонную. То есть возврат инвестиции осуществляется по эталонной стоимости: построил дороже — деньги не вернешь, дешевле — получишь большую доходность. И потребителям, в том числе нам с вами, наконец становится понятно, сколько и за что мы платим. Сейчас договорились, что эталонная стоимость должна проходить через жернова общественного обсуждения. В нашем случае такой площадкой является «Совет рынка», где есть все квалифицированные стороны: потребители, генераторы и сами сети. Эталонная стоимость должна постоянно корректироваться исходя из лучших практик. И конечно, чем больше будет доля частных инвесторов, тем больше лучших практик мы увидим. Это только про сравнение стоимости сетевого строительства. Еще такую работу мы ведем по бенчмаркингу операционных расходов сетевых компаний, расходов сбытовых компаний (также хотим посчитать эталон), по строительству атомных и гидроэлектростанций.
А если подойти к бенчмаркингу чуть шире, будет ли сопоставляться целесообразность строительства сетей и распределенной генерации? Может быть, где-то сети вообще не нужно строить?
Что касается целесообразности строительства, мы занимаем следующую позицию. Все сетевые компании должны по своим инвестпрограммам продемонстрировать целевые показатели, то есть показать, зачем они их реализуют. Мы сейчас создаем правовую основу для того, чтобы эти целевые показатели фиксировались, ими могли оперировать общественность, аудиторы. И самое главное, чтобы существовала система штрафов за невыполнение этих показателей. По большому счету может быть всего четыре типа проектов в инвестиционной программе сетевой организации и соответствующих им показателей. Это либо целевой уровень потерь, если проект реализуется для снижения потерь при передаче электроэнергии, либо целевое сокращение количества случаев нарушения и их продолжительности, если проект касается надежности и качества электроснабжения. И самый критикуемый сегодня показатель — это загрузка новых объектов сетевого строительства. Как в этом плане применяется бенчмаркинг? Если подстанция построена, была заявлена одна загрузка, а через три года по факту она оказалась другой, то к базе капитала должен применяться дисконт. Давайте приведу упрощенный пример с учетом ответа на предыдущий вопрос. Допустим, подстанция стоит 100 рублей, ты построил ее за 120 — все равно получаешь 100. Дальше, если она у тебя еще и загружена на 20%, а ты обещал 48%, то начисляется еще 20% скидки. То есть ты получаешь возврат на 80 рублей, хотя построил ее за 120. Вот что будет, если ты неэффективно строишь и искусственно раздуваешь свою инвестиционную программу. Мы эту идеологию продвигаем давно и последовательно, многое уже удалось внести в нормативную базу, но сами монополии делают все, чтобы система не заработала, хотя в открытую, конечно, всегда выступают в поддержку указанного подхода. Думаю, чтобы заработала, нужно сделать четыре шага: принять всю оставшуюся нормативку, создать систему независимой оценки этих показателей, все цифры пропускать через общественное обсуждение и общественный контроль и, никуда не деться, увеличить долю частной собственности в секторе.
Вторая часть вашего вопроса — об альтернативной распределенной генерации. Разумеется, зачастую вместо того, чтобы тянуть ЛЭП в маленькую удаленную деревню, проще поставить на месте дизель-генератор или что-нибудь в этом роде. По идее нужно дать право это делать сетевым компаниям. Еще лучше — устроить большой конкурс, сказать, что сетевиков пускать в генерацию нельзя, и каждый раз проводить конкурс, определяя, кто дешевле построит и будет дешевле эксплуатировать: сетевики или дизель-генераторы. Вторая альтернатива мне симпатична, но я сильно сомневаюсь в возможности широко ее тиражировать. Поэтому наше предложение — это при определенных оговорках законодательно дать право сетевой компании владеть в таких случаях распределенной генерацией. С учетом потерь, которые несет сетевая компания, ей и потребителям зачастую выгоднее построить распределенную генерацию.
А что будет стимулировать сетевую компанию выбирать наиболее дешевый вариант?
Ограничения по тарифам. С компании должны спрашивать за надежность и качество, должна заработать экономическая ответственность за нарушения. Рост тарифа на передачу ограничен, и это надолго, если не навсегда. Это означает, что у компании ресурс ограничен, а за надежность и качество спрашивают. Если выгоднее поставить дизелек, чем тянуть линию электропередачи, то высвобождаются деньги, которые можно вложить в другом месте.
А ограничение по мощности у этой микрогенерации будет?
Конечно, но цифры называть преждевременно. Пока это норма стратегии, не зафиксированная в законе. Думаю, мы послушаем мнение участников рынка и определимся.
«Любая компания сочла бы за счастье иметь такого инвестора, как “Роснефтегаз”»
Будет ли пересмотрен прогноз прироста спроса на электроэнергию? Недавно НП «Сообщество потребителей энергии» выступило с протестом против прогноза энергопотребления, заложенного в «Схему и программу развития ЕЭС», заявляя, что в программу заложен прирост потребления 1,79%, который, по их мнению, завышен и не учитывает выработку распределенной генерации.
«Схема и программа развития ЕЭС» является единственным реальным рабочим документом, на основе которого формируются инвестиционные планы. Специально в этом году мы провели его общественное обсуждение, в том числе с участием ярых критиков. Первое: при формировании баланса учитывается вся распределенная генерация, даже розничная,— она вычитается из потребления, которое заявляет предприятие. И «Системный оператор», и Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ), которое с другой стороны видит эту ситуацию,— обе структуры это учитывают. Второе: как к этим цифрам относиться. Есть методика «Системного оператора», который скрупулезно собирает и отфильтровывает новые заявки на технологическое присоединение во всех регионах. Есть подход АПБЭ, который предполагает декомпозицию прогнозируемого роста промышленного производства по отраслям с последующим пересчетом в прирост электропотребления исходя из электроемкости каждой отрасли. Они также ведут реестр всех новых проектов потребителей. Этими двумя разными подходами получили очень близкий результат, у «Системного оператора» он был немного выше — 1,8% в среднем. Потребители посчитали по-другому, их расчет, конечно, не был таким системным, но тем не менее мы его внимательно рассмотрели: их цифра в среднем была чуть более 1,6%. Есть еще региональные программы, где рост учитывают почти с любым обоснованием,— вот там действительно впечатляющие прогнозы прироста электропотребления: 20% в год не предел. Давайте теперь возьмем не средние цифры на восемь лет, а 2013 год, чтобы разговор был конкретный. Итог прошлого года — прирост электропотребления 1,64%. В январе, когда мы это все обсуждали, прирост — 1,61%. В итоге прогноз, который мы поставили на 2013 год,— 1,5%. Таких негативных прогнозов по общему экономическому росту, как сейчас, не было. Знаете, какой рост электропотребления накопленным итогом с января по июль? Первыми узнаете, цифры только вчера получили: 0,36% с корректировкой на то, что прошлый год високосный. Без корректировки — падение электропотребления! На тех общественных обсуждениях никто даже близко не мог себе представить, что всего через полгода будет такая ситуация. Боюсь, что Сообществу потребителей энергии сейчас придется не об учете в прогнозе распределенной генерации думать, а о том, как работать при таких ситуациях на рынках их конечной продукции. Цифры электропотребления у нас приходят раньше другой макроэкономической статистики, и пока далеко идущие выводы делать рано, но все-таки: за последние 25 лет спад электропотребления был только три раза — без труда догадаетесь, в какие годы. Но на всякий случай поручение готовить корректировки в схему я уже дал.
Как вы оцениваете потенциальную или существующую роль «Роснефтегаза» в электроэнергетике?
Роль компании «Роснефтегаз» определена указом президента России №695 как роль стратегического инвестора. У «Роснефтегаза» есть преимущество — свободные денежные средства, и любая компания сочла бы за счастье иметь для подстраховки такого инвестора, как «Роснефтегаз». Как мы уже неоднократно заявляли, у «Роснефти» есть определенная синергия с «Интер РАО ЕЭС» в части взаимных долгосрочных отношений по поставкам газа и электроэнергии, а также взаимодействия при выходе на внешние рынки, и мы полностью поддерживаем их объединение в рамках одной корпоративной структуры «Роснефтегаза». Если дальше увидим, что какой-то из компаний ТЭКа нужны инвестиции, разумные лимиты заимствований выбраны, а котировки акций будут по-прежнему на нижних уровнях, то «Роснефтегаз» может выступить в качестве стратегического инвестора на период, пока рынок акций не вернется к нормальным фундаментальным показателям.
А почему с «РусГидро» не получилось? Была же концепция, по которой «Роснефтегаз» становится инвестором, а «РусГидро» нужны средства на развитие РАО «ЭС Востока».
Почему не получилось? Средства в итоге поступили в уставный капитал, реализуются четыре важнейших проекта строительства новой генерации на Дальнем Востоке. «РусГидро» — одна из самых интересных компаний, которые сейчас находятся в госсобственности. Она могла бы, как и «Роснефть», стать мировым лидером: компания входит по объему гидромощностей в топ-3 в мире, у нее есть свои компетенции, есть много наработок в возобновляемой энергетике, строительстве, эксплуатации гидротехнических сооружений… Компании нужно, на мой взгляд, поэтапно выходить на зарубежные рынки, развивать свои смежные компетенции, строить. Я считаю, что «РусГидро» должна быть в прямой собственности государства, по крайней мере в обозримом времени. Это соответствует и мировой практике управления гидроэнергетикой. А если уж рассматривать варианты уменьшения доли участия РФ в капитале, то это должны быть стратегические сделки, с тем чтобы пустить иностранный капитал, с кем-то объединиться, выйти на новые рынки. А просто провести допэмиссию и получить деньги — это слишком мелочно для такого масштабного с точки зрения истории гидроэнергетики, не побоюсь сказать — национального проекта. У этой компании огромный потенциал.
Какие задачи вы будете решать дальше?
Если говорить о стратегических задачах, то перед нами пять ключевых вызовов. Это два по-настоящему неприятных и давно нерешаемых вопроса: неплатежи и перекрестное субсидирование. И три системных изменения: рынок тепла, рынок электроэнергии и, конечно, сети. По неплатежам мы приняли много нормативных изменений — в первую очередь сделали понятной процедуру смены гарантирующего поставщика и, как известно, уже лишили статуса наиболее одиозных неплательщиков. Приняли более справедливую методику установления сбытовых надбавок. Ввели финансовые гарантии. Очень плотно адресно поработали с регионами с низкой платежной дисциплиной, в том числе с Северо-Кавказским федеральным округом. Итог — мы развернули ситуацию на оптовом рынке электроэнергии. Теперь нужно улучшить собираемость на розничном рынке электроэнергии. Соответствующий закон по неплатежам сейчас в правительстве, и надеюсь, что в этом месяце на законопроектной комиссии мы сможем его рассмотреть. По перекрестному субсидированию, по теплу и по модели энергорынка мы подготовили комплексные ответы, как каждую из этих проблем решать. По теплу у нас практически достигнут консенсус. Я считаю, там остались споры в отношении деталей второго-третьего порядка. По модели рынка это большой идеологический спор. По «последней миле» и перекрестному субсидированию мы собрали все точки зрения, сделали несколько вариантов решения проблемы, нужно поставить точку. В целом это минус, и я считаю, что мы отработали на «удовлетворительно»: имея еще на начало года ответы по всем трем пунктам, мы так и не смогли протащить через бюрократическую машину ни одного готового решения. Мы в ней застряли. Это плохо. Это мне большой минус.
А в этом году вы успеете доработать эти задачи?
По теплу уже есть короткая версия закона, которая сейчас в Думе, есть длинная версия, которую мы пишем. Я считаю, что она в наибольшей степени готовности, и надеюсь, что мы успеем принять поправки к закону о теплоснабжении и выпустить какую-то часть нормативной базы. Это касается и тарифообразования на основе альтернативной котельной, и принципов выбора и работы единой теплоснабжающей организации; надеюсь, допишем поправки по штрафам за надежность, с которых мы, по сути, сегодня начали разговор. По модели рынка значительно более тяжелый вопрос. Он утыкается в достоверность прогнозов цен на электроэнергию, что, конечно, будет ключевым критерием при принятии решения. То же самое касается перекрестного субсидирования. «Последняя миля» вообще крайне неприятная задача, не дай бог кому ею заниматься. Куда ни взгляни, везде есть пострадавшие — надо повышать тарифы либо для населения, либо для среднего бизнеса, либо для крупного, за счет которого средний бизнес и население сейчас живут. Либо урезать сети, что, казалось бы, сейчас с конъюнктурной точки зрения самое правильное, но все же мы видим, что «последняя миля» и перекрестное субсидирование имеют разные последствия в разных регионах. Есть регионы, где так сделать просто нельзя — это не просто увеличивает риски, а прямо-таки подрывает подготовку к зиме. На мой взгляд, до конца года нужно поставить точку и просто методично довести до конца принятые решения по этим пяти вопросам. Ну и в завершение не могу не отметить, как маленькую вишенку на пирожном, что, несмотря на все перечисленные сложности, нам удалось почти с нуля за год заложить нормативную основу для развития новой перспективной индустрии — возобновляемой энергетики. Уже есть первые вводы ВИЭ на розничном рынке, ждем в декабре первых конкурсов на оптовом рынке электроэнергии. Напомню, что принятые нами документы задают очень высокие требования по локализации, и уверен, что у нас здесь точно появятся новые высокотехнологичные рабочие места, как и поручил нам президент.