«Основная цель партнёрства генераторов – благоприятный инвестклимат на энергорынке»

Какие важные вопросы придётся решать в процессе работы над программой масштабной модернизации теплоэнергетики?

Нас беспокоит вопрос индексации цен для проектов, отбираемых к модернизации. Проблема в том, что в этом году пройдёт первый отбор на 2022–2024 годы в ценах 2018 года. Индексация на уровень инфляции заложена с года возврата обновлённых мощностей на рынок. Таким образом, для проектов с вводом в 2022 году не учитывается инфляция за 2019–2021 годы. Мы предлагаем поменять эту норму и индексировать цены до момента запуска проекта.

Непростым остаётся и вопрос локализации. Ожидается требование о локализации оборудования до 100%, но методику до конца октября должен представить Минпромторг. И тут многое будет зависеть от деталей. Прописанная норма не подразумевает прямого понимания – 100% оборудования должны быть изготовлены в России. Минпромторг, вероятно, будет вносить поправки в постановление правительства № 719 от 2015 года. Документ будет дополняться новыми главами, где предстоит прописать локализационные соотношения. Вопрос чрезвычайно важен для участников программы, и мы ждём появления проекта методики Минпромторга.

По информации Минэнерго, российские энергомашиностроители обещают наладить поставки локализованного парогазового оборудования уже на старте программы. По идее, это позволит сразу начать обновление не только паросиловых блоков (ПСУ), но и парогазовых (ПГУ). Как вы оцениваете такие перспективы?

В целом настороженно относимся к этой истории. Машиностроители придут к нам и предложат заявиться на конкурс по отбору проектов для модернизации в 2022 году по ПГУ. Но возникает логичный вопрос: где само оборудование? Пока оно в лучшем случае виртуальное. Поэтому логично создавать дополнительную систему гарантий, при которой производитель оборудования так же будет нести риски непоставки мощности по проекту, как это делает генератор.

Штраф за непоставку мощности, который заплатит генератор, должен быть каким-то образом скомпенсирован встречным платежом производителя оборудования, но я не очень уверен, что машиностроители подпишутся под этим. Либо подпишутся, но заложат этот риск в цену, что скажется на общей стоимости проекта. В этой части мы ожидаем серьёзную дискуссию.

Вы возглавили партнёрство производителей энергии. В чём, на ваш взгляд, основная роль партнёрства в энергосообществе?

Сообщество формировалось в период ликвидации РАО «ЕЭС России»: создавались самостоятельные компании, у которых были разные собственники, разные бизнес-­модели. Вместе с тем все понимали, что существует совокупность общих вопросов, проблем и возможностей, для решения которых и было создано сообщество. Генераторы осознавали, что при консолидации усилий и совместном отстаивании интересов результативность окажется выше.

Так что основная наша цель – защита интересов тепловой генерации по действующим и проектируемым правилам функционирования, как результат – формирование благоприятного инвестклимата в электро- и теплоэнергетике. Сегодня ассоциация представляет интересы 16 тепловых генерирующих компаний, совокупная установленная мощность электростанций которых составляет 160 ГВт и 244 Гкал/ч – тепловая мощность.

Сейчас в качестве стратегических мы видим задачи по формированию видения основ будущей архитектуры энергосистемы, место в ней традиционных и возобновляемых источников энергии, развитие инновационных технологий в энергетике, в том числе цифровизации сетей и технологий накопления электро­энергии.

Какие направления работы «Совета производителей энергии» вы можете охарактеризовать как ключевые на ближайшую перспективу?

Если брать укрупнённо, то первое, конечно, – это огромный куст работы по рынку электроэнергии и мощности. На этом направлении концентрируются три члена партнёрства, которые представляют наши интересы в Наблюдательном совете регулятора – НП «Совет рынка»: Александра Панина («Интер РАО»), Владимир Рашевский (СУЭК) и Денис Паслер («Т Плюс»). Рынок перманентно меняется: как правило, заседание Набсовета «Совета рынка» дважды в месяц, на каждом рассматривается множество вопросов, материалы занимают по 20–30 страниц убористым шрифтом. Это важная и дышащая история, так как принимаемые решения касаются как операционной, так и инвестиционной деятельности компаний. Важнейший аспект этого направления – развитие конкуренции на оптовом рынке электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

Второй приоритет в работе – это тепло и ЖКХ. Сюда входит множество вопросов: тема прямых договоров, законы и подзаконные акты, инициатором которых чаще всего выступает Федеральная антимонопольная служба, в частности, общетарифное законодательство, внедрение рынка тепла, проблемы платёжной дисциплины и перекрёстного субсидирования. Две последние проблемы актуальны как для розничного, так и для оптового рынка. Тема неплатежей опять стала для отрасли одной из острых, поэтому в партнёрстве есть замруководителя, который курирует это направление. Задолженность на рынке тепла является ещё более серьёзной проблемой, чем в электроэнергетике. По данным Минэнерго, долги за тепло перед поставщиками, входящими в СПЭ, за два года с мая 2016 года выросли на 14% – с 222,8 млрд рублей до 255,4 млрд рублей, задолженность бюджетных организаций выросла на 27%, УК, ТСЖ и ЖСК – на 10%, населения (при прямых расчётах) – на 37%. В 2017 году было отпущено тепла на 672,6 млрд рублей, неоплачено к концу года – 206,8 млрд рублей. То есть годовая задолженность составила 31% от годового объёма потребленного тепла! Для нормализации ситуации и снижения уровня долгов мы сейчас готовим предложения по изменению законодательства, которые направим в Минэнерго и Госдуму.

Третье направление – это техническое регулирование, экология, внедрение наилучших доступных технологий (НДТ). Например, в конце прошлого года был выпущен справочник НДТ, который устанавливает нормы выбросов и другие показатели для промышленности в целом. Мы понимаем нужность и важность работы по экологизации энергетики, но у нас возникает множество вопросов и к самим показателям, и к методикам их измерения, контроля и учёта. Госсистема экологического регулирования нуждается в реформировании, в том числе необходим переход на нормирование на основе НДТ. Это новый подход, здесь возникает множество непроработанных вопросов, в том числе об источниках финансирования внедрения дорогих НДТ, о достаточности стимулов и целесообразности их внедре­ния. СПЭ принимает активное участие в разработке нормативной базы по этому направлению. Нашу задачу мы видим в том, чтобы повышение экологической ­безопасности не привело к избыточному росту цен.

Ещё одной принципиальной для СПЭ темой остаётся плата за водопользование. Её грядущий рост ставит перед энергетиками множество вопросов. В нынешнем виде действующая модель – убийственная история, так как в отдельных случаях она не стимулирует собственников к экологичности, а подталкивает их к закрытию электростанций, которые в условиях повышения ставок платы за водопользование выпадают из зоны рентабельности. Сейчас мы совместно с Мин­энерго готовим материалы и намерены выходить на уровне правительства с предложением о широком обсуждении и изменении логики этой реформы. ­Проблема в том, что инициаторы ожидают роста поступлений в бюджет. Но мы совместно с Высшей школой экономики провели расчёты, и получается, что на определённом уровне повышения платы генераторам становится эффективно уходить с прямоточной системы водоснабжения на замкнутую, то есть строить градирни. Энергетики «закопают» инвестиции в строительство градирен, но платежи в бюджет упадут даже относительно текущего уровня. В рамках этого же вопроса мы активно работаем над вопросом отмены немотивированного запрета на строительство прямоточных систем водоснабжения на электростанциях. В 2016 году они были признаны наилучшими доступными. Запрет на их внедрение наносит ощутимый экономический ущерб энергокомпаниям, снижает энергоэффективность и экологические показатели. По оценке Всероссийского теплотехнического института, ущерб для российской энергетики от дискриминационных мер к прямоточным системам составляет 700 млрд рублей.

В последнее время ассоциация принимала активное участие в обсуждении инициативы Минэконом­развития по введению спецсчетов для ресурсоснабжающих организаций (РСО). Какова ваша позиция по этому вопросу?

Это «токсичная» история, проект закона предполагает собирать всю тарифную выручку РСО и жёстко ограничивает её расходование. При принятии докумен­та в нынешнем виде у части игроков рынка бизнес мгновенно полностью рушится. Например, проектом запрещено финансировать со спецсчёта дочерние общества. У некоторых территориальных генерирующих компаний бизнес-модель в ряде регионов представляет собой следующую схему: одна «дочка» занимается выработкой тепла и электроэнергии, другая – поставками потребителям. Фактически закон запрещает оборот денежных средств между ними, и эта модель работать уже не сможет. При этом действие законопроекта неизбежно затронет и нерегулируемую деятельность, в частности, поставки на ОРЭМ и продажу тепла по ­нерегулируемым ценам.

Каков статус законопроекта по спецсчетам сейчас?

На сегодняшний момент активного продвижения этого закона нет, в профильном комитете Госдумы чётко понимают ситуацию. Это одна из немногих законодательных инициатив, позиции по которой у всех заинтересованных сторон совпадают практически на 100%. Возможно, документ вновь появится после глубокого переосмысления. Если это произойдёт, посмотрим на обновлённые предложения и будем вновь разговаривать. Пока позиции сектора в этом вопросе отстаивать удаётся.

Вопрос ликвидации перекрёстного субсидирования остаётся одним из самых трудных и нерешаемых на протяжении многих лет. Сейчас Минэнерго фактически предлагает вернуться к механизму «размазывания» «перекрёстки» на всех потребителей «ровным слоем». Какова позиция генераторов по выходу из ситуации?

Говоря о «перекрёстке», которую ФАС в прошлом году в проекте постановления правительства оценивала в 227,5 млрд рублей, нужно помнить о недоиндексации топливной составляющей: цены на энергию все последние годы отставали от темпов роста цен на газ. В подавляющем большинстве случаев топливная составляющая превышает цену по регулируемым договорам. При этом к настоящему моменту на РД перешли уже девять регионов, и желающие есть ещё. Первое наше предложение – сказать категорическое «нет» дальнейшему расширению этого списка. По тем, кто уже в списке, необходимо проводить анализ платёжной дисциплины и, если она соответствует регионам «в рынке», возвращать их на нерегулируемые тарифы. Мы предлагаем ввести на уровне № 35-ФЗ «Об электро­энергетике» запрет на добавление в список регионов, работающих по регулируемым договорам, и провести либерализацию в Бурятии и Карелии, перешедших на РД с 2017 года, за счёт постепенного снижения доли РД вплоть до 100-процентной либерализации в течение нескольких лет.

Понимая невозможность отмены тарифного регулирования цен на электроэнергию для населения в ближайшей перспективе, мы также выступаем за его совершенствование: тарифы по РД должны покрывать хотя бы экономически обоснованные расходы производителей. Кроме того, на наш взгляд, необходимо вернуть генераторам деньги за недоиндексацию тарифов в 2012, 2014 и 2015 годах.

Крупные потребители в последние годы активно педалируют тему возможного ухода с ОРЭМ в связи с постоянным ростом финансовой нагрузки от нерыночных надбавок. Как вы оцениваете реальность таких угроз и участвует ли Ассоциация в обсуждении вопроса повышения платы за резерв мощностей?

По сути, мы здесь возвращаемся к теме перекрёстного субсидирования. Компании готовы уходить с рынка и строить собственную генерацию. Фактически они хотят снять с себя оплату «перекрёстки». Только что разбирали кейс одной бумажно-картонной фабрики: переход на собственную генерацию реально позволяет им экономить 190 млн рублей в год при текущих расходах в 430 млн рублей. Проект полностью просчитан и проработан вплоть до выбора оборудования, и действительно экономический эффект для фабрики будет. Но собственник же не говорит, что полностью уходит с рынка. Они просят оставить теплотрассу и ЛЭП на случай перебоев у собственной генерации. И логично, что потребитель должен оплачивать содержание резервов как сетевых, так и генерирующих, которые поддерживаются в рабочем состоянии. Мы поддерживаем позицию Минэнерго и полагаем оправданным и экономически обоснованным предложение о введении экономически обоснованных ставок при оплате резерва. Этот вопрос уже находится в стадии разработки соответствующего нормативного документа, который может появиться в следующем году.

Кроме того, есть вопрос диспетчерского регулирования и резервирования мощностей в энергосистеме. «Системный оператор» не видит промгенерации, не контролирует её, но должен осуществлять регулирование так, чтобы покрывать пиковый спрос промышленности, когда её электростанции выходят из строя. Насколько нам известно, тема достаточно болезненна для «СО», и мы также следим за ней. Для того чтобы найти эффективные механизмы взаимодействия распределённой генерации и единой энергосистемы, предстоит сформулировать правила ведения торговли между ЕЭС и распределённой генерацией, выхода её на ОРЭМ.

Какова позиция сообщества производителей по вопросу продления программы поддержки альтернативной генерации за счёт энергорынка, на которой настаивают ВИЭ-генераторы?

Начнём с фактов. Несмотря на увеличение доли АЭС и ВИЭ в структуре установленной мощности ЕЭС, ТЭС и в будущем будут лежать в основе нашей энергосистемы ввиду наличия крупнейших в мире запасов природного газа и его низкой стоимости внутри страны. К 2030 году доля ТЭС в установленной мощности ЕЭС почти не снизится, при этом доля в структуре платежа за мощность, приходящаяся на тепловые станции, сократится с 62 до 25%.

Молодой быстрорастущей отрасли уже оказана поддержка. Дальше декларируется плавный выход на международные рынки и прочие перспективы, которые свидетельствуют о конечности такой поддержки. Кроме того, на ноябрьском совещании по развитию энергетики и в «майских указах» президента Владимира Путина сказано, что ВИЭ необходимо развивать в удалённых и труднодоступных территориях. Да, в Якутии нет топливной инфраструктуры, там дорого и неэффективно прокидывать ЛЭП – это вполне подходящий регион для развития ВИЭ. Но сейчас СЭС и ВЭС у нас строятся вовсе не в изолированных энергорайонах, а, например, в Ульяновске и Астрахани, где эта мощность на 100% резервируется традиционными генераторами. При этом удельная стоимость строительства ВИЭ и обычного энергоблока разнятся в 11 раз. Полагаем, за счёт сектора ВИЭ генераторам оказана достаточная поддержка, дальнейшее развитие должно осуществляться на рыночных принципах и с применением иных мер господдержки.

Совместный проект «Перетока» и журнала «Энергия без границ»

4 октября 2018 в 15:44