«В России потребители застрахованы от волатильности цен на электроэнергию»

– Как вы в целом оцениваете текущую ситуацию в секторе, насколько важным оказалось влияние различных факторов, случившихся в I полугодии?

– На мой взгляд, ситуацию необходимо разделить на два периода: до коронавируса и после его появления. В России снижение потребления было зафиксировано уже по итогам I квартала: в январе оно составило 3,2%, в феврале был рост, но лишь благодаря дополнительному дню 29 февраля, в марте сокращение спроса составило 1,5% – это исключительно влияние фактора тёплой зимы. Во II квартале появилось влияние коронавируса, при этом снижение потребления в апреле составило 2,9%, т. е. меньше, чем в январе, а в мае и июне – 5 и 6%, что соответствует динамике снижения спроса по другим странам. При этом в июле наблюдается улучшение динамики потребления, например, 6 июля зафиксирован исторический максимум потребления для этого дня.

Зарубежный опыт стран, которые раньше России уходили в ограничительные меры, показывает следующее: Грузия и Украина замедляют темпы снижения потребления по сравнению с апрелем-июнем, а в странах Прибалтики и Финляндии, наоборот, фиксируется ускорение спада потребления. Позитивные новости приходят из Китая, где в первые месяцы года спрос на электроэнергию снизился на 10%, а уже в мае ситуация кардинально изменилась: было зафиксировано превышение прошлогодних показателей на 4,5%. По какому сценарию восстановления спроса пойдёт наша страна, сказать пока сложно, однако темпы снятия ограничений позволяют с оптимизмом смотреть в будущее и надеяться на скорейшее восстановление объёма потребления.

– Насколько ощутимым оказалось падение спроса для экономики энергокомпаний?

Безусловно, текущий год является тяжёлым не только для энергетики, но и для всей экономики. Снижение потребления в I квартале, спровоцированное аномально тёплой зимой, оказалось немногим меньше снижения потребления во II квартале. Казалось, зима закончится, и всё вернётся на круги своя, денежный поток в энергетике восстановится. Но дальше случился коронавирус, и сейчас мы не можем спрогнозировать, когда спад потребления остановится.

При этом самый тяжёлый фактор для генераторов – снижение цен на рынке на сутки вперёд (РСВ). В первом полугодии по сравнению с аналогичным периодом 2019 года в первой ценовой зоне оно составило 10%, во второй – 14%. Более сильное снижение произошло именно во II квартале – 15% и 14% соответственно.

Кроме того, снижение цен РСВ усугубляется снижением выработки. Основное сокращение пришлось на тепловую генерацию – ввиду высокой водности и необходимости загрузки ГЭС и технологической невозможности ограничения выработки АЭС. В I квартале, когда ещё сохранялась теплофикация, больше разгружались ГРЭС, их выработка сократилась на 15%, однако летом ситуация изменилась: разгружаются ТЭЦ, а ГРЭС страдают в меньшей степени. Но так или иначе под ударом оказалась именно тепловая генерация.

Особое внимание необходимо обратить на то, что при снижении цен РСВ на 15% генерация может быть рентабельна только в том случае, если её маржинальность была выше 15%. Но к сожалению, бОльшая часть генерации в стране не может похвастаться такими показателями, поэтому во II квартале и сейчас работает себе в убыток. Рентабельными остаются станции, которые имеют очень хорошие показатели удельного расхода топлива, например, с установленными ПГУ – по таким блокам маржа ещё сохраняется.

– То есть те, кого отключал «Системный оператор» и кто снижал выработку, финансово оказывались в более выигрышном положении?

– В ряде случаев, если генератор работал в убыток и его отключили, то он был рад. Оборудование для отключения определяет «Системный оператор», чаще всего, первыми выключаются ГРЭС, ТЭЦ – последними. При этом в каждом энергорайоне 2–3 блока должны работать, поэтому регулятор зачастую отключает ПГУ, так как здесь нет теплофикации, а ПСУ имеют минимальную тепловую нагрузку. Соответственно снижается выработка не только неэффективного, но и очень эффективного оборудования: снижается потребление – останавливаются ПГУ. При этом согласно порядку расчёта цены по ДПМ, значительная часть капзатрат должна окупаться за счёт рынка электроэнергии, например, блок 400 МВт должен возвращать с рынка электроэнергии 30% капзатрат или почти 3,5 млрд рублей. Следовательно, если оборудование стоит, генератор этих денег никогда не получит.

– Все генераторы способны пережить случившееся падение рентабельности?

– Если бы у нас на ОРЭМ не было доплаты по мощности, то я бы ответила, что не все. У кого-то сейчас убыточная выработка, у кого-то нулевая или отрицательная рентабельность, но при этом обязательные платежи остаются – нужно платить зарплату, налоги, делать ремонты, привлекать кредиты для покрытия финансирования текущей деятельности. В нашей модели рынка, хеджирующей волатильность цен, именно плата за мощность позволяет осуществлять все эти платежи. Но прибыльность по итогам года у всех игроков сектора, безусловно, скорректируется, реализовать бизнес-планы не удастся, похоже, никому. Вопрос лишь в масштабе потерь.

– На этом фоне стоит ожидать ощутимого сокращения инвестпрограмм энергокомпаний?

– Для генерации инвестпрограммы – это ремонты. Они – последнее, что будет сокращаться. Если мы что-то откладываем, то переносим на год. При этом спрос может быстро вернуться (эту картину мы видим в Китае). Поэтому отсрочка вложений – угроза надёжности. Так что мы будем стараться выполнять свои планы – искать дописточники, занимать деньги, потому что у нас длинный инвестцикл. Мы вкладываем средства и надеемся получить окупаемость инвестиций.

– Вы разделяете оценки Минэнерго о сокращении потребления по году на уровне 2,2%?

– Изначально в конце апреля 2020 года Минэнерго давало несколько сценариев снижения: от 3,6 до 11,2%. Сейчас спад потребления зафиксирован на уровне 2,9% с учётом високосного дня и 3,4% без него. Но ситуация постоянно меняется, так жаркое лето способствует более высокому потреблению. Далее многое будет зависеть от зимы, но даже если она будет холодной, не думаю, что сможем существенно улучшить цифры. Поэтому я бы ориентировалась на снижение по итогам года от 2% до 5%.

– Как вы оцениваете ситуацию с долгами на оптовом и розничном рынках?

– Ситуация с платежами развивалась волнообразно. Сначала была достаточно крупная просадка и в электрике, и в тепловом сегменте. Сейчас недобор по гарантирующим поставщикам составляет от 2–4% до 5%. Это меньше, чем предполагали пессимистичные прогнозы, но всё равно тяжело для сбытов, особенно с учётом того, что выручка у них снижается более существенно – накладывается фактор падения потребления. НВВ рынка электроэнергии составляет около 4 трлн рублей, из них на долю ГП приходится примерно 50%. А потеря 5% от 2 трлн – это 100 млрд рублей. По теплу первоначальная просадка платежей была сильнее – 10–12%, отдельные компании говорили даже о 15%. Сейчас ситуация серьёзно улучшилась, но чем это вызвано – добросовестностью граждан или действующей во многих регионах системой оплаты (по 1/12 в течение года, когда летом платят «за зиму»), – пока достоверно сказать нельзя.

– Правительство разрешило включать в тарифы 2021 года расходы, понесённые в этом году на антикоронавирусные мероприятия. О каких суммах идёт речь, насколько заметно будет влияние форс-мажорных трат на тариф?

– Совет производителей обращался в ФАС и Минэнерго с просьбой учесть наши коронавирусные расходы. Прежде всего, надо определить, что к ним будет относиться: например, войдут ли в список расходы на пополнение оборотных средств и обеспечение непрерывной работы и т. д. Здесь ещё предстоит корректировать законодательство. Пока официальной классификации нет, но по результатам опроса, проведённого среди генераторов, они сами оценивают вклад коронавирусных расходов в тариф от 0,1% до 1,2%. В среднем по крупным генераторам речь может идти о 200–300 млн рублей на компанию. В масштабах тарифа доля не выглядит критичной, но эти расходы справедливо учесть: если компания находится в зоне тарифного регулирования, она никак иначе не сможет компенсировать эти траты.

– Когда, по вашим оценкам, российский энергорынок сможет вернутся к показателям 2019 года?

– По моему оптимистичному мнению, в следующем году большой проблемы уже не будет. Скорее всего, показатель 2021 года будет ниже, чем в 2019-м, но незначительно. Многое будет зависеть от ситуации в ключевых отраслях потребления электроэнергии, например, в нефтегазовой отрасли, которая сейчас ограничивает производство в рамках сделки ОПЕК+. Мы желаем всем нашим потребителям, чтобы в следующем году у них произошло восстановление производства и цен. В этом случае в следующем году мы вернёмся на уровень 2019 года.

– «Совет рынка» уже высказывал опасения о сокращении объёма инвестресурса на энергорынке из-за сокращения спроса. По подсчётам регулятора, при стагнации потребления сектор недосчитается к 2035 году 0,5 трлн рублей. Вы разделяете эти опасения?

– Расчётный размер средств, о которых идёт речь, формируется поручением президента РФ: рост тарифов на электроэнергию не должен превышать уровень инфляции. Основные факторы, влияющие на сумму, – это инфляция и потребление. Инфляция, которая была в прогнозе, – 4%, что вполне похоже на правду даже по итогам кризисного 2020 года, так что эта составляющая инвестресурса выглядит просчитанной вполне реалистично. Если среднегодовая инфляция до 2035 года окажется больше – сумма инвестресурса будет выше расчётной. Поэтому признаков того, что она будет ниже, пока нет.

Второй фактор – потребление. В расчёты заложены всего 0,5% в год: когда прогнозировали, были уверены, что ниже 0,5% не может быть. Произошла пандемия, но это временная история. Если мы верим, что потребление в ближайшие год-два восстановится, то 0,5% в год на горизонте до 2035 года тоже выглядят очень реалистично – достаточно потреблению один-два раза вырасти на 1%, и мы войдём в график. Мы же не верим, что коронавирус будет до 2035 года, поэтому в долгосрочном прогнозе не вижу повода для пересмотра прогноза по инвестресурсу. Корректировать можно расчёты по 2020 и 2021 годам, но дальше – оснований нет.

В целом, долгосрочное прогнозирование потребления – это сложный процесс. К «кресту Чубайса» относились все по-разному, было много скептических мнений, но посмотрим на цифры. Сейчас в России около 240 ГВт генерирующих мощностей, которые в полном объёме одномоментно не могут находится в состоянии готовности. С учётом ремонтов сетей и энергоблоков, «запертых» мощностей остаётся 190 ГВт. Пик потребления в 2019 году был на уровне 153–155 ГВт. Без «креста Чубайса» у нас не было бы примерно 50 новых ГВт – 30 ГВт по ДПМ ТЭС, 10 ГВт атомных блоков, Калининградской генерации, ВИЭ. То есть сейчас было бы 140 ГВт, которых уже не хватило бы для покрытия потребления. Так что, действительно, в расчётные сроки, в 2012–2013 годах, «крест Чубайса» не случился, но сейчас построенные мощности уже нужны системе.

– В этом году в секторе вновь начал обсуждаться вопрос о реформировании рынка. При этом потребители говорят о необходимости снижения цен на ОРЭМ. Насколько действующие цены комфортны для воспроизводства сектора и достаточно ли цен РСВ, балансирующего рынка и КОМ без учёта ДПМ-надбавок для нормального функционирования генерации?

– На текущий момент выручка от реализации электроэнергии составляет чуть более 50% (с учётом регулируемых договоров – более 55%) от всей выручки на ОРЭМ, в то время как на нерегулируемый сектор рынка мощности (договоры КОМ и СДМ) приходится менее 10%. При этом выручка от реализации мощности по ДПМ составляет почти 25%, от прочих надбавок – чуть более 3%. Одноставочная нерегулируемая цена на электроэнергию с учётом мощности сейчас составляет около 2,4 рублей за кВт/ч. Без учёта доплат по ДПМ она составит всего 1,5–1,6 рубля за 1 кВт/ч или около 20 евро за 1 МВт/ч.

Что это значит? Волатильность цен в нерегулируемых секторах сдерживается искусственным образом: свободные цены на электроэнергию в первую очередь определяются динамикой цены на газ, а цены конкурентного отбора мощности, позволяющие осуществлять ремонты, – инфляцией. То есть ценовые параметры действующих конкурентных механизмов никоим образом не отражают в себе инвестиционной составляющей, необходимой для развития и обновления производственных фондов страны. По нашим оценкам, учёт инвестиционной составляющей приведёт к росту текущей, очищенной от различного рода надбавок, одноставочной цены не менее чем на 30%. Если такой рост произойдёт, отрасли не потребуются «профильные» надбавки, а инвестиции будут осуществляться за счёт рыночных цен.

Но даже несмотря на все доплаты на ОРЭМ в виде ДПМ АЭС, ГЭС, ТЭС, ВИЭ и прочие, уровень цен на электроэнергию в России пока что сохраняется ниже, чем за рубежом. Стоит ли полностью отказываться от надбавок – это сложный, требующий отдельной дискуссии вопрос. С одной стороны, это кардинальное изменение «правил игры». Ранее наша отрасль определила вектор своего развития – мы пошли по пути приватизации энергетического сектора. Генерирующие активы были приватизированы, в их развитие были вложены не бюджетные средства, а деньги компаний и банков. Теперь нельзя просто взять и отменить все надбавки – инвестиции должны окупиться. В то же время призывы переложить нагрузку от надбавок на бюджет звучат чересчур оптимистично, особенно в текущей непростой ситуации в экономике.

В фундаментальной модели рынка существует развилка: либо ценовые сигналы на рынке должны обеспечивать привлечение инвестиций в отрасль, либо эту функцию должен выполнять отдельный механизм, аналогичный ДПМ. К примеру, в прошлом году рынок электроэнергии запустила Украина, и она выбрала одноставочную модель с маржинальным ценообразованием – цена для рынка формируется по самой дорогой удовлетворённой заявке поставщика. До этого момента цена на электроэнергию была сопоставима с ценой в России, однако вместе со стартом рынка выросла вдвое и установилась на уровне 50 евро за 1 МВт/ч, затем немного снизилась, но всё равно остаётся уверенно выше 40 евро 1 МВт/ч. Мы полагаем, что и свободная цена в России должна быть ощутимо выше нынешней. Таким образом, если мы хотим пойти по пути отказа от нерыночных надбавок, то необходима модель рынка, позволяющая окупать инвестиции внутри неё самой.

– Может ли бюджет забрать часть инвестиционных расходов на себя?

– Просчитать такие варианты регуляторам в марте поручал вице-премьер Юрий Борисов. На возможность перекладывания финансовой нагрузки от основных надбавок ОРЭМ на бюджет я смотрю скептически. Конечно, корректнее адресовать этот вопрос Министерству финансов – готов ли бюджет принять на себя дополнительные обязательства для всеобщего снижения цен на электроэнергию? Ответ совсем не очевиден.

Но возникает и другой вопрос. Смысл предложения потребителей – необходимо снизить цену на электроэнергию. Уверяю, мы разбирались сами, нанимали консультантов и убеждены – в 2018– 2019 годах цены для промышленных потребителей на территории Российской Федерации были существенно ниже, чем цены для аналогичных групп потребителей за рубежом.

В 2020 году ситуация изменилась: в странах с полностью рыночным ценообразованием из-за снижения потребления произошло падение цен на рынках. Наряду с этим в Европе сейчас фиксируются минимальные цены на газ, уменьшилась эмиссия СО2, что привело к падению ставок на выбросы в разы. Все вышеперечисленные факторы напрямую влияют на конечные цены на электроэнергию на западных энергетических рынках.

Однако по мере восстановления спроса и цена на энергию за границей незамедлительно вернётся к привычному более высокому уровню. На свободных зарубежных рынках поставщики электроэнергии имеют право включать в ценовые заявки всё, что посчитают необходимым. Они терпели убытки в первом полугодии, но не упустят возможности компенсировать их, как только появится такая возможность, например, во второй половине года – и цены вырастут. Уже в июне цены в Литве в отдельные моменты составляли 100 евро за 1 МВт/ч, в Финляндии – 80 евро за 1 МВт/ч. Так работают механизмы свободных рынков.

На российском ОРЭМ принципиально другая система – потребители защищены от волатильности цен. При снижении спроса цены падают, но не так, как хотелось бы потребителям, и впоследствии не растут выше уровня топливных затрат поставщиков. Представляете, что было бы, если бы нашим потребителям, пусть даже в отдельный час, предложили купить электроэнергию за 80–100 евро за 1 МВт/ч? Но они такого не видят, и почему-то считают, что цены на энергию всегда должны только падать. Фундаментально наш рынок сделан в защиту потребителя – он защищает их от ценовых колебаний. Поэтому мы считаем, что нет никаких оснований утверждать, что в среднем по году (а уж тем более за 2–3 года, за 10 лет) российские потребители заплатят больше, чем в других странах.

– А как Вы смотрите на предложение освободить энергорынок от «непрофильных» надбавок к цене мощности – ДПМ ВИЭ, ДПМ ТБО и пр.?

– Большинство этих надбавок непосредственного отношения к ОРЭМ не имеет. Развитые страны делают ставки именно на возобновляемую энергетику, но при этом они не перекладывают эти затраты полностью на оптовый рынок. Где-то поддержка ВИЭ осуществляется по линии налоговых и иных льгот, где-то – через платежи в розничном рынке. То, что у нас строятся ВИЭ, – соответствует мировому тренду. Но то, что за всё платит оптовый рынок, – это несправедливо по отношению к оптовым потребителям.

Также мы против надбавки Дальнего Востока в нынешнем её виде. Сейчас она направлена не на поддержку генерации, а на выравнивание тарифов между группами потребителей в ДФО. Деньги собираются с потребителей ОРЭМ и фактически раздаются другим потребителям энергии на Дальнем Востоке. Они не инвестируются в генерацию, никаких положительных изменений благодаря этим средствам не происходит. Это кажется нам фундаментально неверным.

Отдельно стоит обратить внимание на проблему регулируемых договоров, о которой часто забывают. По сути, это форма поддержки производителями электроэнергии населения через регулируемый тариф. Ситуация заведомо убыточная: перенести эти расходы в КОМ или РСВ невозможно, энергетики их компенсируют за свой счёт. В масштабах страны речь идёт примерно о 80 млрд рублей в год.

Мы считаем, что этот вопрос как раз логичнее решать через бюджет, так как это по сути социальные обязательства. Мы последовательно выступаем в поддержку сокращения всех форм перекрёстного субсидирования. Это очень сложный вопрос, особенно сейчас, с учётом эпидемиологической ситуации и применяемых мер. Но за его решением будущее. Перекрёстное субсидирование препятствует формированию рыночной модели рынка. В масштабе нам нужно не просто избавляться от надбавок, а фундаментально менять принципы работы на рынке таким образом, чтобы цена была рыночной и включала в себя инвестиционную составляющую. Рынки нефти и газа работают ровно по такому принципу, таким же должен быть и рынок электроэнергии.

– Но потребители сейчас продолжают просить поддержки за счёт снижения цен (и, соответственно, выручки) на ОРЭМ?

– Я абсолютно убеждена, для того чтобы поддержать потребителей, не надо придумывать никаких искусственных способов снижения цен на рынке. Достаточно ввести гибкое меню, предоставлять льготы в рамках сетевого тарифа. Помимо этого, можно выделять налоговые, кредитные льготы, осуществлять прямые инвестиции. Также среди крупных потребителей можно реализовать аналоги ДПМ – получив скидку, потребители взяли бы на себя обязательства инвестировать сэкономленные деньги в развитие собственных производств. Это, помимо прочего, дополнительно стимулировало бы экономическое развитие страны. Производители электроэнергии могут давать скидку и за свой счёт, но тогда мы должны понимать, какой льготой нам этой вернётся. Например, государство обеспечит нам скидку на металл или позволит заплатить социальные взносы за сотрудников в меньшем объёме. Это довольно сложная система, но при желании её можно выстроить. При этом льготы будут носить индивидуальный, адресный характер, и за ними придут те, кому они действительно необходимы.

Интервью подготовлено в рамках совместного проекта портала «Переток» и журнала «Энергия без границ»

12 августа 2020 в 18:42