«В энергетике лучше просчитаться, чем недосчитаться»

16 мая председателем правления некоммерческого партнерства (НП) «Совет рынка» — регулятора оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности — был избран и. о. главы партнерства МАКСИМ БЫСТРОВ. В первом интервью на новом посту он рассказал “Ъ”, почему «Совет рынка» нельзя считать ни органом государственной власти, ни саморегулируемой организацией, что не учли при реформе электроэнергетики и с чем придется столкнуться отрасли при падении спроса на электроэнергию.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Предыдущая фотография

Следующая фотография

1 / 3

Компании жалуются, что денег мало, государство регулирует не совсем так, как хотелось бы, но никто не призывает: реформа не удалась, давайте все вернем назад

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Духанин  /  купить фото

Банк "Россия" принес нам пакет условий с более низкими тарифами для участников, чем предлагал Альфа-банк. В среднем тарифы были ниже на 10–15%

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Духанин  /  купить фото

Участники рынка на альтернативную энергетику и так смотрят косо. Она не нравится ни традиционным генераторам, ни потребителям

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Духанин  /  купить фото

— Вы пришли в НП с должности, не связанной с энергетикой. Было трудно перестраиваться?

— До этого моя работа на должности заместителя полпреда президента на Кавказе в большей степени была связана с политической деятельностью, а здесь иной темп — надо включаться практически каждую секунду, за каждым решением стоят деньги, киловатты, конкретные площадки.

— Приходится заниматься чем-то незнакомым?

— В целом все более или менее знакомо. Просто были темы, которые продвинулись вперед за то время, пока несколько лет не занимался энергетикой вплотную.

— Сегодняшняя энергетика сильно отличается от той, из которой вы ушли?

— По сути, мало что поменялось. В заданном векторе отрасль продолжает свое поступательное развитие. Добавилось чуть больше регуляторики по договорам на поставку мощности (ДПМ; обеспечивают возврат инвестиций в новые электростанции.— “Ъ”), «Совет рынка» существенно ушел вперед в процедуре корректировки договора о присоединении (участников оптового рынка.— “Ъ”), но это вещи по большому счету не самые принципиальные. Инвесторы, которые приобретали активы в результате реорганизации РАО «ЕЭС России», те же. И нас радует, что свое участие в отрасли сохранили иностранные инвесторы. Правда, в тот момент активы покупались ими по более высокой цене — примерно $1–1,5 тыс. за 1 кВт. Сейчас все заметно подешевело, но это общемировая тенденция.

— Зато выручка у активов ряда иностранных инвесторов радует.

— Нас, прежде всего, радует, что ожидания инвесторов мы не обманули. А если для кого-то они не оправдываются в полной мере, то, как мне кажется, это связано не с поведением государства, а в большей степени с просчетами в менеджменте.

— Со их стратегической оценкой как покупателей активов?

— Нет, с текущим менеджментом, уже после того, как купили активы, выстроили финансовые потоки, присоединились или нет к ДПМ… Ведь частные компании в электроэнергетике, которые оперируют понятиями рынка и работают в условиях конкуренции, чувствуют себя достаточно неплохо.

— Каковы ваши собственные ощущения: удалась реформа электроэнергетики или не удалась?

— Считаю, что она удалась. Потому что мы распаковали региональные АО-энерго, разделили виды деятельности, создали рынок, обеспечили надежность поставок электроэнергии потребителям и все работает. Сказать, что реформа не удалась, можно было бы в случае, если сидели без света, генерирующие, сетевые организации готовились к банкротству, а все вокруг жаловались, что вообще ничего не работает. Сейчас же участники рынка жалуются, что денег мало, государство регулирует не совсем так, как хотелось бы, но никто не призывает: «Реформа не удалась, давайте все вернем назад». Хотя, конечно, есть ряд системно нерешенных проблем — например, со сбытами, розничными рынками, «перекресткой» между электроэнергией и теплом.

— А вы видите какой-то фактор, который можно было предвидеть тогда, но этого не было сделано?

— Если вы помните, то нас всегда пугали так называемым крестом Чубайса (пересечением кривых пикового потребления и мощности станций), который означал, что в определенный момент — и это должно было случиться уже сейчас — возникнет дефицит мощности. Этого не произошло — во многом из-за реформы, простимулировавшей ввод довольно существенных объемов по ДПМ, но также из-за спада электропотребления. Даже с учетом влияния экономического кризиса потребление в 2008–2009 годах в целом росло, а в 2013 году впервые зарегистрирован его спад. Такого не было в самом тяжелом посткризисном 1998 году, когда мы четко наблюдали неуклонный рост потребления энергии.

В этой связи, естественно, возникают проблемы: нужно избавляться от мощностей, которые при росте потребления хоть как-то можно было задействовать, но сейчас такой необходимости нет, потому что рынок сжимается. Надо загружать эффективные.

— А почему так просчитались? Есть версии?

— Электроэнергетика — отрасль, в которой в данной ситуации лучше просчитаться, чем недосчитаться. Ведь есть пики потребления, для которых лучше иметь запас мощности, чем пройти его по грани или, например, кого-то «погасить». В нашей энергосистеме есть станции с низким коэффициентом использования мощности, которые, по сути, предназначены для работы в пиковые зимние месяцы года и обеспечения необходимого резерва мощности.

— Какую роль, по вашей оценке, сейчас играет «Совет рынка» в энергетике? По вашему мнению, «Совет рынка» — это скорее федеральный орган исполнительной власти, или «голос отрасли», или и то и другое?

— Мы являемся некоммерческим партнерством и никоим образом — ни по духу, ни по букве — не федеральный орган исполнительной власти. Руководство партнерства избирается, а не назначается.

«Совет рынка» — это по большому счету даже не саморегулируемая организация (СРО), хотя многие так считают. Возьмем, например, СРО оценщиков: она объединяет оценщиков, вырабатывает политику, которая им выгодна, следит за ее исполнением. А в нашем партнерстве, как в стране, есть богатые, есть победнее, есть аффилированные с государством и абсолютно с ним не связанные, есть умники в лице экспертов и инноваторы — возобновляемая энергетика. И с этой точки зрения мы, конечно, не организация, которая выражает интересы одной группы. Партнерство представляет интересы всех, но не целой отрасли, потому что, например, рядовые покупатели к отрасли не имеют прямого отношения — они просто являются потребителями ее услуг.

На мой взгляд, создание «Совета рынка» в таком виде было правильной идеей. Ни в одной другой сфере аналога нет. В сообществе, которое так или иначе связано с энергетикой, к «Совету рынка» очень уважительно относятся и прислушиваются. И это во многом заслуга прежнего менеджмента, но также и заслуга самой конструкции. «Совет рынка» сумел найти особую, фактически экспертную нишу, ведь к нам часто обращаются не как к регуляторам рынка, а как к экспертам, которые обладают определенными информационно-аналитическими возможностями. При этом у нас часто запрашивают не экспертное мнение, а мнение отрасли. Здесь отвечать сложнее, потому что внутри партнерства интересы сильно различаются, но иногда и нам удается консолидировать общую позицию. Бывает, что спрашивают наше мнение как исполнительного аппарата. Мы всегда это разделяем — я, во всяком случае,— мнение отрасли, партнерства, исполнительного аппарата партнерства и некую экспертную позицию как умного калькулятора. Видим, что наше мнение важно и Минэнерго, и ФАС, и ФСТ.

— Обычно НП — это организация с лоббистскими целями, но, наблюдая за работой «Совета рынка», можно заметить, что, несмотря на влиятельность, это все же не лоббистская организация.

— Она не может быть лоббистской. Чьи интересы лоббировать: производителей, покупателей, сбытов? Если выдвигаются предложения, которые хороши для рынка и, насколько это возможно, удовлетворяют всех, мы их продвигаем — если хотите, лоббируем. Хотя таких предложений очень немного в силу того, что у покупателей и продавцов интересы разнятся.

Мы являемся регуляторами и обладаем определенными компетенциями, но не потому, что такие умные (хотя и это тоже), а прежде всего потому, что этим занимаемся и накапливаем серьезные знания по ряду тем. С органом власти нас роднят лишь поручения правительства, касающиеся отрасли, в которых написано «с участием НП “Совет рынка”». Это встроенность партнерства в систему принятия госрешений.

— Вам постоянно дают поручения. А «Совету рынка» как организации чего-нибудь хотелось бы от государства?

— Нам дают скорее не поручения, а адресуют запросы, которые мы выполняем с удовольствием. Во-первых, они позволяют нам повысить свои знания об отрасли, а во-вторых, выполняя их, мы влияем на принятие решений. И это правильно. Мы же часть отрасли, и наши партнеры доверили нам представлять их интересы.

Из статистики: основной генератор поручений — это Минэнерго, примерно 650 штук в год, второй по значимости — ФСТ, примерно 400 с лишним, чуть меньше — от Минэкономики, примерно 150 — от ФАС и более полутора тысяч запросов — от членов партнерства. И подавляющее количество ответов на эти запросы — многостраничные пояснения и заключения.

— С какими нетипичными задачами «Совету рынка» уже при вас пришлось столкнуться? Было ли что-нибудь, чего вы не ожидали здесь встретить?

— Не было такого. Но рынок — живой организм, который непрерывно развивается. В основной регламентирующий документ для работы на оптовом рынке — договор о присоединении — на каждом набсовете вносятся десятки правок, которые что-то уточняют, снимают внутренние противоречия.

Из новых решаемых под моим руководством задач — выполнение работ по определению удельных затрат на строительство и эксплуатацию альтернативной котельной (ключевой элемент новой модели рынка тепла.— “Ъ”) и коэффициентов, учитывающих их региональные особенности. Уже выходим на финальную стадию. Совместно с ФСТ завершаем формирование подходов к установлению сбытовой надбавки гарантирующих поставщиков электроэнергии (ГП) на основе эталонных затрат. Ведется интенсивная работа над совершенствованием правил конкурентного отбора мощности (КОМ; в его рамках отбираются станции, которые будут получать фиксированную плату за мощность.— “Ъ”) на 2015 год, участвуем в решении так называемой проблемы 10–15 (продление ДПМ с 10 до 15 лет).

— А изменение модели энергорынка сейчас еще обсуждается?

— Работа по усовершенствованию модели энергорынка должна вестись постоянно. И назрел уже целый ряд необходимых изменений. Среди них — проведение долгосрочных КОМов на несколько лет вперед, а не только, как сегодня, на следующий. Пытаемся это сделать. Но в ближайший год, к сожалению, придется от него отказаться.

При этом сам по себе механизм КОМа — абсолютно правильный, позволяющий создать ценовые сигналы для производителей электроэнергии. Но в обязательном порядке требуется докрутка этого механизма и связанной с ним проблемы «вынужденной генерации» как по теплу, так и электроэнергии (станции, которые не могут пройти КОМ, но продолжают получать плату за мощность, потому что их нечем заменить.— “Ъ”).

— В этом КОМе это планируется?

— Сейчас обсуждаем вопрос о прекращении отнесения генераторов к «вынужденным» по теплу с 1 июля 2015 года.

— Но их мощности ведь необходимо чем-то заменить… Если их не отбирать, то как быть?

— Есть «вынужденные» по теплу, есть — по электрике. Вынужденные по электрике — это станции, закрывающие системные проблемы, которые могут возникнуть в зоне свободного перетока (части энергосистемы, переток электроэнергии внутри которой происходит свободно, а в соседнюю с ограничениями.– “Ъ”) или в целом в энергосистеме. А «вынужденные» по теплу — это региональный аспект. Справедливо было бы, если губернатор, которому нужна работающая в «вынужденном» режиме станция, понимал тарифные последствия и осознавал, что никакой «перекрестки» между теплом и электроэнергией, как сейчас, иметь не будет. Регион должен заплатить.

В ином случае требуются замещающие мероприятия: возможно, проще построить хорошую, современную котельную с хорошим КПД, сжигать тот же или существенно меньший объем газа и так далее?

— Вы говорите, что это предпоследний КОМ, в котором можно будет получить статус «вынужденных» по теплу. А за два года успеют хотя бы создать регламент по замещающим мероприятиям?

— Остается практически три года. Думаю, что за это время можно успеть. Повторю, это пока обсуждение на уровне предложений.

— И к этому моменту будет построено замещение?

— Надеемся, что да. Ведь сейчас за «вынужденных» платит весь рынок.

При этом мы понимаем, что для регионов включиться в решение этой проблемы болезненно — у них своих проблем хватает, и рост тарифов ограничен социальными факторами. Эти решения приятными не назовешь, но они нужны.

— А как КОМ нужно дорабатывать? В сторону долгосрочности?

— Разработан комплекс мер, которые Минэнерго предлагает принять. В свою очередь, мы пытаемся его поддержать, хотя не все члены партнерства согласны с этими предложениями. Сейчас есть зоны свободного перетока с «потолком цен» на мощность и без него, КОМ проводится отдельно по каждой зоне. Мы же хотим сделать его в целом по ценовой зоне (на рынке их две — Европа с Уралом и Сибирь.— “Ъ”), при этом многие участники опасаются предписаний со стороны ФАС относительно поведенческих условий. Также среди предложений — изменения, касающиеся сроков оплачиваемого ремонта, учета риска маловодности.

— В 2012–2013 годах предлагалось кардинально изменить модель. Один из вариантов предполагал пусть не отмену платы за мощность, но торговлю мощностью совместно с электроэнергией? Как вы к этому относитесь?

— Считаю, что, помимо перенастройки КОМа и решения проблем по «вынужденной» генерации, систему пока трогать не надо. Мощность — это специфический товар, за который, особенно в наших условиях, как я уже говорил, надо платить.

— Внешне все выглядит так, как будто эта дискуссия увяла совсем.

— Она не увяла: даже если вы адресуете вопрос в Минэнерго, там ответят: «У нас в приоритете рынок тепла, потому что он связан с рынком электроэнергии, и между ними «перекрестное субсидирование». Сейчас важно решить проблему с рынком тепла, а потом честно донастроить рынок электроэнергии». С их логикой я согласен.

— А когда имеет смысл к этой теме возвращаться?

— Давайте отмотаем назад. Чего мы хотим от рынка? Чтобы он формировал справедливую цену на электроэнергию и мощность исходя из соотношения спроса и предложения. С учетом сетевых, системных ограничений, узловой модели и т. д. При этом было бы неплохо, если бы рынок создавал ценовые сигналы не только для сиюминутной торговли, но еще и для инвестиционной активности.

Между тем сейчас рынок покрывает текущие потребности как генераторов, так и потребителей, а ДПМ как некая отдельная система, придуманная государством и гарантируемая им, создает ценовые сигналы, в определенном смысле нерыночные, для инвесторов. Напомню, когда была принята узловая модель ценообразования, то предполагалось, что разница цен в узлах будет создавать инвестиционные сигналы: где цена высокая и переток невозможен, значит, здесь и надо строить генерацию. Этот принцип, к сожалению, не очень хорошо исполнен. И реализация ДПМ завершается, надо применить новый механизм, который позволил бы создавать инвестиционные стимулы.

— Новые ДПМ или все-таки невидимую руку рынка?

— Новые ДПМ не нужны, свою задачу они выполняют, но этот механизм внедрялся тогда, когда прогнозировался дефицит. Сейчас энергопотребление снижается. И надо научиться работать в этих условиях и применять адекватный им механизм. Тем более что по действующим ДПМ уже возникла проблема переноса площадок. Это говорит о том, что прогнозирование было не совсем точным.

— Какие ДПМ следует переносить?

— Уже есть решения о нескольких переносах. Думаю, будут и другие, но сейчас не считаю правильным говорить, что и куда будут переносить, исходя из деловой этики: такие заявления могут моментально отразиться на капитализации компании.

— Но предметный разговор по этому вопросу идет?

— Да, Минэнерго его ведет, периодически собирает генераторов. Идет процесс взаимной притирки: мы с Минэнерго аккуратно выясняем, что можно было бы забрать, инвесторы прикидывают, что могли бы отдать. Ведь по многим проектам уже заказано оборудование, начаты строительные работы, понесены затраты. Если ДПМ передается другому инвестору - уже надо договариваться, как эти затраты будут компенсированы. Вопрос непростой. Кто мог предположить, например, что возникнет проблема энергообеспечения Крыма? Тем не менее она появилась, и региону нужна генерация.

— Как вы считаете, кому можно доверить ДПМ?

— Мое мнение: тому, кто уже успешно реализовал проекты по ДПМ. У таких компаний уже накоплен опыт, есть проектировщик, подрядчики, которым доверяют, и финансирование для реализации проекта.

— Как вы сейчас оцениваете ситуацию с неплатежами на оптовом рынке?

— Ситуация с финансовыми расчетами улучшается, и это большая заслуга Вячеслава Кравченко (сейчас замминистра энергетики.— “Ъ”) и его команды, часть которой перешла с ним в Минэнерго. В числе факторов, влияющих на уменьшение объема задолженности на опте,— лишение недобросовестных гарантирующих поставщиков статуса участника рынка и введение с июля 2013 года механизма финансовых гарантий.

Работая в полпредстве, я занимался решением вопроса неплатежей, ведь Кавказ — самый проблемный регион с позиции платежной дисциплины на рынке. Помню, приезжал Вячеслав Кравченко и еще до введения системы фингарантий, до жесткой позиции по лишению статуса говорил: «Мы придумаем систему, которая заставит покупателей платить». И молодцы — они ее придумали.

В 2013 году все выставленные счета за электроэнергию были оплачены. Иными словами, за 2013 год долг на опте не прирастал. Это огромное достижение. Более того, за четыре месяца 2014 года долг снизился еще на 3 млрд руб. Сейчас он составляет 45,4 млрд руб., из них 26,1 млрд руб. приходится на Кавказ. Здесь, правда, есть лукавство: покупатели недоплачивают сетям. Понятно, что есть сбыт, у него есть контрагенты — сети и оптовый рынок. На опте нет возможности не платить: лишение статуса участника рынка — это фактически лишение бизнеса. Поэтому сбыт недоплачивает сетям и платит опту. Эту проблему решаем.

— Будет ли вводиться анонсированная система, при которой статуса участника рынка будут лишать и за долги перед сетями? И кто будет проверять, что задолженность корректно подсчитана?

— Хороший вопрос. Если сбыт исправно платит на опте, НП не может лишить его статуса. Правовых оснований лишать его статуса за неплатежи сетям нет. При этом у сбыта есть встречный денежный поток: сети покупают потери (электроэнергию для компенсации потерь.— “Ъ”), а сбыт платит им за передачу, но не подписывает акты сверки. И даже то, что подписал, может все равно не оплачивать. На сбыт подают в суд, и, как только сети его выигрывают, сбыт платит по исполнительному листу.

Вторым основанием для лишения сбыта статуса является его предбанкротное состояние. И как только должник пытается обанкротить сбыт, тут же включается механизм, когда сбыт лишается статуса ГП и участника оптового рынка. Но если сбытовая компания все время платит по исполнительным листам, ее нельзя обанкротить. Это распространенная практика.

В такой ситуации мы с неплательщиком сделать ничего не можем. А если, предположим, придумаем механизм, с помощью которого можно лишать статуса за долги перед сетями, у сетевых компаний может возникнуть похожий соблазн.

— Вам эта проблема кажется нерешаемой?

— Она решаемая. Если люди могут воровать безнаказанно, они будут это делать. Целевая модель: есть сбыт, отрегулированный ФСТ по совместно разработанному методу эталонных затрат, который учитывает все экономически обоснованные затраты компании, в результате компания получает справедливую сбытовую надбавку, своевременно платит на опт и сетям. Это – идеальная картина, которая виделась нам в 2005–2006 годах. Она извратилась, потому что все деньги оказались у сбыта. И появились люди, которые сообразили, что если просто задерживать деньги, то можно зарабатывать не на сбытовой деятельности, а на их прокручивании… Наша задача — вернуть сбыт в целевую идеальную модель.

— А сети как гарантирующие поставщики кажутся удачной или неудачной конструкцией?

— Удачная как временное решение. Когда 13 компаний лишались статуса ГП, их задолженность на оптовом рынке составляла 24 млрд руб., сейчас это 10 млрд руб. Остальной долг выплатили МРСК. Конкурсы на замещение продолжаются, подход себя оправдал. Хуже не стало, лишь лучше, при этом есть работающий механизм обратной передачи сбытовой функции через конкурсы на статус ГП.

— А давать сетям этот статус навечно стоит?

— Думаю, нет.

— Вы были заместителем полпреда на Северном Кавказе. Почему там такие проблемы с платежами?

— В некоторых регионах Кавказа происходят ужасающие вещи, особенно на сетях низкого напряжения, на «последней миле». Приборов учета нет, бездоговорное потребление, провода закидываются на сети — каменный век. Конечно, объем потерь — сумасшедший. Регуляторы сверхнормативные потери не учитывают. А этот дефицит все время существует.

Разработали план, который, как посчитали, позволит улучшить ситуацию: постановлением были введены особенности для регионов с низкой платежной дисциплиной, это Кавказ и Тува. Они покупали по регулируемым договорам все объемы электроэнергии, что дало существенное снижение цены. Помимо этого, в этих регионах в два раза ниже был тариф Федеральной сетевой компании. Вдобавок государство выделило из бюджета 5 млрд руб. на установку приборов учета. Эта программа ожидаемого результата не дала, а снижение тарифа на Кавказе не привело к росту платежей. Нужно другое решение.

— Вы полагаете, Кавказ никогда платить не будет?

— Уверен, что порядок можно навести в любой системе. Другой вопрос, с какими первоначальными издержками и как быстро эти издержки отобьются с точки зрения бизнеса. Мы руки не опускаем.

— А как сейчас Кавказ платит на оптовом рынке?

— Кавказ на оптовый рынок платит хорошо — за исключением Дагестана и Чечни. А остальные выдерживают 100%.

— Они же не все 100% должны оплачивать?

— По Дагестану, например, в первом квартале 65%, с дальнейшим увеличением до 100% в целом по году, но они даже 65% не выдерживают. Остальные выдерживают 100%. Платит Карачаево-Черкесия, Осетия, Кабардино-Балкарская республика, Ингушетия, Ставрополье, естественно.

— А лишать сбыты статуса ГП там бессмысленно?

— Там не на кого «уронить» этот статус. В Чечне новая организация «Чечэнерго». Ожидаем, что вступит в члены «Совета рынка», и можно будет этот статус ей передавать. Это совместное предприятие между сетями и Чеченской республикой.

— Недавно функция расчетного банка для оптового рынка была передана Альфа-банком банку «Россия». Как прошел процесс передачи функции?

— Сейчас идут организационно-технические процедуры: все участники рынка должны открыть соответствующие счета в банке «Россия», а банк, в свою очередь, подготовить программное обеспечение. Ориентировочная дата перехода функций к банку «Россия» — 16 июля.

— Что от этого получат участники рынка — более выгодные условия, дополнительные бонусы?

— Банк «Россия» действительно принес нам пакет условий с более низкими тарифами для участников, чем предлагал Альфа-банк. В среднем тарифы были ниже на 10–15%. С этой точки зрения, надеюсь, участники смогут снизить свои издержки. Более того, это уже за рамками нашего взаимодействия, банк «Россия» с каждым участником будет оговаривать прочие условия банковского обслуживания — стоимость овердрафта, кредитов. Потом, Альфа-банк довольно долго был единственной уполномоченной кредитной организацией, нас за это ругали.

— Я помню, была концепция пула банков.

— Мы оценивали техническую сторону вопроса: пул банков возможен — но это очень сложная система, не оправдывающая затрат на ее создание и содержащая больше рисков.

— Проблема распределения доходов внутри пула?

— Да. Хотя мы искренне хотели это сделать. Но риск того, что система может в какой-то момент просто расшататься и рухнуть, достаточно высокий.

— Идея с введением единого расчетного банка на розничном энергорынке существует до сих пор или отвергнута?

— Была такая идея — но очень глобальная. Насколько я помню, она рассматривалась даже на комиссии по ТЭК при президенте, и там от нее отказались. Возможно, эта идея будет периодически всплывать, и, наверное, ее можно было бы попытаться реализовать. Но здесь нужны подробные расчеты, причем неплохо было бы проанализировать влияние на модель розничного рынка. В этом случае, думаю, ее придется существенно перенастраивать.

— Почему?

— Потому что если ее реализовывать в полном формате, с клиринговым центром, с расщеплением платежей сбытов на спецсчетах банка, фактически без участия самих сбытов, это низводит сбыты до уровня организаций, которые просто выписывают счета. Думаю, что именно из-за этого и отказались от этой идеи. Во всяком случае, она продолжения своего не получила.

— Как продвигается работа по актуализации оценки альтернативной котельной?

— Работа находится на финальной стадии. Наш консультант представил предварительные расчеты стоимости котельных по десяти городам. Разброс находится в достаточно широком диапазоне — от 1,4 тыс. до 2,6 тыс. руб. за 1 Гкал в зависимости от вида топлива и корректирующих региональных коэффициентов.

— 2,6 тыс. руб.— это довольно дорого. Для каких городов дана такая оценка?

— 2,6 тыс. руб. за 1 Гкал — результат предварительного расчета котельной на мазуте в Мурманске. Список городов вместе с результатами будет представлен позднее. По городам достаточно широкий диапазон региональных коэффициентов. Важно корректно учесть отличия, условно говоря, Калининграда от Улан-Удэ. Мы смотрели концепцию строительства альтернативной котельной мощностью 10 Гкал•ч с нуля в новом жилом квартале с социальной инфраструктурой. Учитывали также затраты на инженерные коммуникации, климатические и, что важно, сейсмические особенности региона. Посредством разработанной модели, инкорпорирующей множество влияющих факторов, можно будет провести расчеты удельной стоимости строительства котельной и для других городов.

— Пройдут ли в этом году конкурсы по отбору проектов генерации на основе возобновляемых источников только по ветру, солнцу и малым ГЭС или будут добавлены новые виды — энергетика на твердых бытовых отходах (ТБО) и биомассе?

— Добавлены не будут. Слишком дорогая получается энергия. Считаем, что на федеральном уровне эти отборы нет смысла проводить. На оптовом рынке эта энергия точно не нужна. Если же она требуется региону, то он может сам провести отбор, подыскать инвестора, прогарантировать тариф, понимая, что он, скорее всего, будет довольно высоким.

На федеральном уровне мы по-прежнему будем отбирать объекты на основе энергии ветра, солнца и воды, на которую, видимо, в этом году кто-то придет. Другие виды энергии мы не готовы рассматривать. Тем более участники рынка на альтернативную энергетику и так смотрят косо. Она не нравится ни традиционным генераторам, ни потребителям. Поэтому их довольно тяжело убеждать, что нужно еще заплатить за ТБО и биогаз.

— А крымская возобновляемая энергетика как-то впишется в нашу систему конкурсов?

— Крымская ВИЭ-генерация уже построена, это порядка 480 МВт альтернативной энергетики. Эти объекты имели довольно дорогой тариф, €0,46 за кВт*ч. При этом на этапе реализации проектов мы не контролировали ни капзатраты, ни технологии строительства. Такой тариф просто не на кого переложить.

— А как они вообще живут? Украинский энергорынок прекратил расчеты, российский, вроде бы, пока не начинает…

— Объекты ВИЭ сейчас в рынке не участвуют. Будем смотреть, что с ними делать дальше. По-хорошему, то, что построено, надо использовать. Мое личное мнение: надо проанализировать реальные капзатраты на строительство этих объектов, и попытаться посчитать более или менее справедливый тариф. При этом нужно учитывать, что тариф будет существенно выше рыночной цены, и надо понимать, как он будет субсидироваться. Очевидно, что субсидироваться это может либо с рынка, либо из федерального бюджета. По-другому никак.

Интервью взяла Наталья Скорлыгина