«Когда правительство решило, я считаю, уже некорректно спорить»

Правительство вновь сократило сроки конкурентного отбора мощности (КОМ): конкурсы будут проходить за четыре года до начала поставки энергомощности, ближайший запланирован на ноябрь 2023 года. Сейчас регуляторы и участники рынка думают над изменением правил КОМ и программы модернизации старых ТЭС. Глава «Совета рынка» (регулятор энергорынков) Максим Быстров рассказал “Ъ”, как можно повысить конкуренцию на отборах и нужно ли учитывать климатическую повестку.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

— Вы говорили, что в модели рынка нужно учитывать тренд на зеленую повестку. Что вы имели в виду?

— Очевидно, что придется думать над тем, как встраивать в конкурентный отбор мощности (КОМ, основной механизм купли-продажи мощности на энергорынке.— “Ъ”) зеленую генерацию — солнечные и ветряные электростанции. Массовое строительство зеленой генерации меняет режимно-балансовую ситуацию. Возникают вопросы, как резервировать зеленую генерацию, как бороться со стохастическим характером выработки. Пока у нас доля ВИЭ в целом по стране около 1%, по итогам второй программы поддержки увеличится до 2%, что нельзя сравнить с некоторыми странами Европы, где зеленая генерация в балансе занимает уже десятки процентов. Но есть регионы в России, например, южная энергосистема, где доля генерации в региональном балансе очень большая, уже около 25%. А южная энергосистема, если смотреть по масштабу территории и населения, сравнима с отдельной европейской страной.

— Есть ли у вас предложения по встраиванию ВИЭ в КОМ? Инвесторы очень хотят.

— Здорово, что они хотят. Правда, никто еще не приходил и не просился в КОМ, чтобы строить станции без поддержки. Пока все ВИЭ получают платежи через договоры поставки мощности (ДПМ, гарантирует платежи за мощность новым объектам.— “Ъ”). Однако рано или поздно платежи ДПМ закончатся, придется встраивать солнце и ветер в КОМ. Сделать это довольно сложно, потому что КОМ — это обязательство генератора в течение длительного срока быть готовым к поставке мощности по команде диспетчера. ВИЭ это сложно гарантировать. Вероятно, было бы логично в КОМ пускать только ВИЭ с системой накопления, чтобы их негарантированная выработка определенным образом резервировалась через систему накопления. Это существенно удорожает проект, хотя технологии дешевеют.

— На фоне климатической повестки и грядущего углеродного налога в ЕС есть ли необходимость менять баланс мощности, в том числе увеличивать ВИЭ и парогазовые блоки (ПГУ), закрывать угольные станции?

— У нас неплохой баланс уже сейчас. На базе «Администратора торговой системы» мы считаем объем выбросов в энергосистеме каждый день, исходя из почасовой загрузки станций. У нас неплохие выбросы — где-то 340–330 кг СО2 на МВт•ч. Есть сезонный фактор, но в целом это неплохой результат. Очевидно, что его нужно оптимизировать. Надо думать над улучшением баланса, а это значит, надо увеличивать объем АЭС, ВИЭ, ПГУ, в том числе переходить с угля на газ.

— Идет ли речь о введении критерия по уровню выбросов СО2 на ближайших отборах в программе модернизации ТЭС?

— На первый взгляд кажется, что вводить критерий по выбросу СО2 — это логично. Но если задуматься, то очень скоро выяснится, что это достаточно сложно проверяемый и довольно сложно администрируемый критерий. Кроме того, этот критерий существенно меняет саму парадигму модернизации, которая задумывалась ровно для того, чтобы переломить тренд старения оборудования в энергосистеме и дать инвестиционный ресурс для старых и очень востребованных станций. А сейчас мы говорим: давайте в эту нехитрую парадигму встроим еще и зеленую повестку. Это усложнит отбор. Можем в сторону непрозрачности и неконкурентности уйти.

— Какие сейчас обсуждаются предложения по изменению программы?

— Обсуждаем выделение отдельных отборов для ПГУ-проектов и для ТЭЦ. С проектами ТЭЦ сложнее, потому что федеральная программа модернизации касается станций на оптовом энергорынке. Но ТЭЦ производят не только электроэнергию, но и тепло. Если электроэнергия — это рыночная история, то тепло — это региональная история, ведь тепло не продается на оптовом рынке. Можно понять желание губернаторов модернизировать объект за счет оптового энергорынка, но, наверное, регионы тоже должны участвовать — это же их локальная задача. Надо думать, какую часть затрат оптовый энергорынок берет на себя, а какую часть затрат возьмут регионы.

— Не пора ли проводить технологически нейтральные конкурсы для ТЭС и ВИЭ?

— Наверное, рановато. К этому надо стремиться. Такой конкурс будет возможен, когда ВИЭ сможет обеспечивать такие же параметры надежности и отвечать с такой же надежностью на команды «Системного оператора». Повторюсь, что возможный выход — это ВИЭ плюс накопители энергии.

— Пока все идет не к единому конкурсу, а к дроблению на отдельные отборы для ПГУ, ТЭЦ и ГРЭС.

— Это правда. Прошло несколько волн отборов модернизации, которые показали, что побеждали в основном ГРЭС, несмотря на общие правила для всех. Участники с проектами ТЭЦ и ПГУ возмутились. Возмущение было и у потребителей, они даже придумали очень остроумное и образное выражение — «модернизация паровозов». Да, это правда, мы часто модернизируем паросиловое оборудование, отсюда родилось предложение — давайте лучше модернизировать ПГУ. Но у нас же нет турбин большой мощности, тогда давайте выделим квоту в 2 ГВт для инновационных турбин российского производства. Это же не в «Совете рынка», в Минэнерго или в «Системном операторе» что-то придумывают, это же сами потребители, губернаторы, правительство приносят нам идеи.

— Министр энергетики Николай Шульгинов в интервью “Ъ” заявил о продлении программы модернизации старых ТЭС после 2031 года еще на десять лет. Поддерживаете предложение?

— Мы видим в продлении программы и плюсы, и минусы. Если ее продлевать, то нужно серьезно думать над приоритетами, которые мы хотим заложить в продление программы. Конечно, надо считать и ценовые последствия. Никто не отменял и не забывал поручение президента о непревышении роста цен на электроэнергию над инфляцией. Поэтому сейчас стоит задача посчитать, какой ресурс у нас есть. Задача завязана в том числе и на зеленую повестку, на изменение баланса, например, на увеличение газовой генерации. Мы же этой программой модернизации попутно субсидируем производителя инновационного оборудования (газовых турбин большой мощности.— “Ъ”), то есть решаем большое количество общегосударственных задач, а не только энергетические.

— В 2014 году сразу после прихода в «Совет рынка» вы говорили в интервью “Ъ”, что необходимости во второй программе ДПМ нет. Что-то изменилось?

— Взгляды у людей меняются, это правда (улыбается). Но я не считаю, что я сильно отошел от своих принципов. Программу модернизации старых ТЭС сложно сравнивать с первой программой ДПМ, потому что там было директивное назначение, где и что строить. В программе модернизации все по-другому: есть конкурс по одноставочной цене электроэнергии, а участвовать в отборе могут только старые и востребованные станции. Программа модернизации старых ТЭС сильно отличается от ДПМ в сторону конкуренции.

— Вы поддерживаете запуск биржи квот на СО2 в России?

— Поддерживаю. У нас всего два варианта: либо оплата трансграничного углеродного налога в ЕС, либо торговля квотами. Торговля квотами представляется наиболее разумной альтернативой, хотя и довольно сложной. Я надеюсь на нашу общую разумность и способность быстро и грамотно ввести прозрачный, не убивающий экономику механизм торговли квотами, который будет признан в ЕС и в мире. Но работа предстоит очень серьезная. Есть еще вариант введения платы за выбросы внутри страны через национальный углеродный налог. Но система торговли квотами выглядит предпочтительней, так как дает больше гибкости.

— Как вы относитесь к идее проводить КОМ с поставкой мощности через четыре года, а не шесть, как сейчас?

— Мы поддерживаем, как и поддерживали в свое время увеличение КОМ с четырех до шести лет. Вроде бы звучит парадоксально, но я объясню позицию. Мы попробовали однолетний КОМ, потом сделали его четырехлетним, потом — шестилетним, желая создать более благоприятную среду для инвестиций. Выяснили, что есть недостатки: на шесть лет довольно тяжело планировать. Но самое главное — нет ответственности для потребителей, которые заявляют какое-то серьезное увеличение нагрузки на довольно длинном горизонте, потом по тем или иным причинам нагрузка не состоялась, а мы уже цены отторговали на шесть лет вперед. У нас было несколько таких прецедентов, один из которых сильно увеличил цену КОМ во второй ценовой зоне (Сибирь.— “Ъ”). Поэтому мы взвесили все «за» и «против» и решили, что все-таки, наверное, лучше откатиться на четыре года. Тем более что цена КОМ пока все равно особых стимулов для инвестиций не создает, в этом плане длительность не так важна.

— Обычно вспоминают о задержке ввода Тайшетского алюминиевого завода «Русала», но это было давно (строительство завода было заморожено с 2008 по 2016 год).

— Было давно, но повлияло сильно. Кстати, Тайшет до сих пор не запустили, хотя из-за него спрос на торгах КОМ был увеличен и цена выросла.

— Какие меры для более точного планирования производства и потребления рассматриваются?

— Сейчас готовится конкурс на строительство новой генерации в Бодайбинском районе Иркутской области. Отбор будет проходить по механизму КОМ для новой генерации (КОМ НГО), а оплачивать строительство будут первая и вторая ценовые зоны оптового энергорынка (европейская часть РФ, Урал и Сибирь.— “Ъ”). Генерация строится в интересах ряда компаний: для расширения провозной способности БАМа для экспорта угля и для определенных сырьевых компаний в Иркутской области. Возникает вопрос: а потребители эту мощность потребят или нет? Будет ли у них какая-то ответственность, например, что-то похожее на take or pay? Будет довольно обидно, если станция будет простаивать, а мы будем за нее платить.

Так вот, в одобренном правительственной комиссией проекте распоряжения о проведении конкурса зафиксированы и все потребители, которые запросили строительство дополнительной мощности в Иркутской области, и планируемые ими объемы. В последующем это позволит сравнить их фактическое потребление с учтенным при проведении конкурса. И если будет значительное расхождение, то в соответствии с уже имеющимся у Минэнерго поручением это будет учтено в распределении бремени оплаты новой станции. Это важно.

— Такой принцип планируется распространить и на другие конкурсы?

— Хотелось бы.

— В «Совете рынка» обсуждалось поведение генераторов, которые занижают свои заявки на рынке на сутки вперед (РСВ, основной рынок торговли электроэнергией), тем самым повышая цену. Есть ли решения этой проблемы?

— Мы постоянно мониторим ситуацию на рынке в части отклонений и генераторов, и потребителей. Надо сказать, что действительно у некоторых генераторов и потребителей прослеживается тенденция систематических однонаправленных отклонений, которые могут влиять на цены РСВ. Получается такая дорога с двусторонним движением. Если говорить про оперативные ценопринимающие заявки (ОЦЗ, механизм быстрого изменения выработки генерации на балансирующем рынке.— “Ъ”) — механизм полезный, он позволяет снижать некоторые негативные эффекты от неточного планирования в сутках. Но даже с помощью хорошего механизма можно искажать картину. Мы на наблюдательном совете исчерпали все возможности найти компромисс. Наверное, уже надо вмешиваться государству. Были кардинальные предложения отказаться от механизма, но это, наверное, неразумно, потому что в ОЦЗ есть положительный потенциал. Возможно, стоит регулярно публиковать статистику использования этого механизма.

— Называя генераторов?

— Может быть, даже с названиями генераторов. Мы уже публиковали такую статистику без имен и по генераторам, и по потребителям, что показывало определенный эффект. Наверное, стоит эту практику продолжить. У потребителей, кстати, нет конкретных предложений по реформированию механизма ОЦЗ, кроме его полной отмены.

— «Совет рынка» предлагает ввести дифференциацию оплаты мощности электростанциям в зависимости от их загрузки. В чем суть идеи?

— Сейчас все генераторы получают одинаковую цену КОМ, вне зависимости от того, часто они включаются или нет. В КОМ мы отбираем генераторов, которые гарантируют рынку готовность поставлять мощность и включаться по команде «Системного оператора». Это важно для устойчивости энергосистемы. Последние события в Европе и в Китае показали, что за надежность не зря платят деньги. Мы платим генераторам за то, что они на какой-то период времени гарантируют свою работу. При этом в текущей схеме не отражается, сколько раз они включаются. Генераторы, которые включаются чаще, быстрее нарабатывают парковый ресурс, им надо больше ремонтироваться, у них выше условно постоянные затраты. Если рынок с нами согласится, то мы планируем перераспределить какой-то объем средств от редко включающихся генераторов к часто включающимся. Платеж при этом не увеличится. Мы пока пытаемся придумать такой механизм. Очевидно, что не все будут согласны с этой логикой.

— Это будет решаться через некий коэффициент в расчете платежа за мощность?

— Да.

— В доковидном 2019 году коэффициент использования мощности (КИУМ, показатель загрузки) почти у четверти новых ТЭС, построенных по ДПМ, составлял менее 50%. Новые правила коснутся энергоблоков, построенных по ДПМ?

— 50% — это нормальный, приличный КИУМ. Средний КИУМ всех тепловых станций в РФ по итогам 2019 года был 41,7%, а у ДПМ-блоков — 62%. По итогам 2020 года КИУМ по новым блокам — почти 57%, что на 20% выше среднего. Неплохие показатели. Наши предложения касаются только КОМ, но мы считаем, что справедливо было бы такой механизм включить для всех способов оплаты мощности. Конечно, это не коснется ДПМ, которые уже заключены.

— Среди основных задач совершенствования модели рынка вы обозначали создание условий для справедливой конкуренции. Что имеется в виду?

— Мы выступаем за конкуренцию во всех механизмах, даже для нерыночных надбавок к цене на мощность. Например, программа модернизации старых ТЭС во многом директивный механизм. Правительство сказало: нужно модернизировать устаревшие мощности, именно востребованные старые станции. Мы согласились, но предложили сделать все-таки конкурентный отбор по наиболее правильным показателям. Вроде бы получилось: цены в процессе снижались достаточно существенно. В перспективе надо стремиться к идеалу технологически нейтральных конкурсов, например, отбирать по механизму КОМ НГО в дефицитных регионах оптимального генератора с наименьшей одноставочной ценой электроэнергии. Другой пример — второй этап программы поддержки ВИЭ, где все неплохо получилось с конкуренцией, цены сильно упали. Например, у ветряных проектов цены сократились до рыночного уровня, у солнечных проектов тоже неплохое падение на 50%.

— Вопрос о так называемом выравнивании конкуренции между оптовой и розничной генерацией (станции мощностью менее 25 МВт) больше не обсуждается?

— У розничной генерации создаются конкурентные преимущества ровно за счет того, что огромную долю, до 60%, в цене мощности оптовых станций составляют нерыночные надбавки. Когда вы строите розничную генерацию, вам не надо платить эти нерыночные надбавки. Уже сейчас выгоднее строить розничную генерацию более чем в половине регионов. Вот это на самом деле страшно.

Но, господа, секундочку! Мы против надбавок, но эти платежи генерируются правительством РФ для выполнения общегосударственных задач. Когда правительство решило, я считаю, уже некорректно спорить. Мы все живем в России и должны следовать приоритетам ее развития: это же и Дальний Восток, и Крым, и Калининград — территории, на которые надо обращать особое внимание, развивать их.

Наверное, можно сделать экономические рычаги, каким-то образом выравнивать стоимость розничной и оптовой генерации при всей непопулярности таких предложений. Можно придумать что-нибудь по типу оплаты сотовой связи. Почти все операторы перешли на пакетные предложения, куда за определенную сумму зашит интернет и минуты для звонков. Все, что выше лимита, пользователь оплачивает дополнительно по более высокому тарифу. Может быть, здесь есть рациональное зерно и для энергетиков. Ты построил собственную генерацию, но под тебя все равно держат резервную мощность, которая включится в случае твоих плановых или неплановых остановок и ремонтов. В таком случае ты можешь взять какой-то пакет и платить за него. Но если понадобилось энергии свыше лимита, то ты доплачиваешь дополнительно. Это должно быть компромиссом между генераторами и потребителями.

— У «Совета рынка» уже были предложения распределить надбавки на всех. Вы ушли от этой идеи?

— Мы не сторонники жестких директивных решений. Мы все-таки считаем, что есть надежда не принимать новые надбавки и идти по пути сокращения существующих. Выравнивание условий конкуренции для розничной генерации — скорее дело государства.

— Может быть, стоит назвать надбавки налогом, признаться в этом?

— Назвать надбавки налогом невозможно, собственно, поэтому и идут не через налоги, а через надбавки, потому что надбавки лучше собираются и администрируются. Энергорынок, мне кажется, работает даже лучше, чем казначейство, в плане регулярности и дискретности выплат: четко каждый месяц вам платят за мощность.

Интервью взяла Полина Смертина