Глава СГК Михаил Кузнецов об энергодефиците, погоде и иллюзиях

В этом году в российской энергетике резко обострилась дискуссия о том, насколько нужны инвестиции в традиционную генерацию и стоит ли по-прежнему перекладывать их возврат на потребителей. Об угрозе дефицита энергомощности в Сибири, эффективности вложений в теплоснабжение городов и возможных новых сделках “Ъ” рассказал глава Сибирской генерирующей компании (СГК) Михаил Кузнецов.

— Отрасль все громче спорит, будет ли энергодефицит в Сибири, нужно ли строить новые станции. Вы как думаете? И что наиболее эффективно будет стимулировать развитие генерации — новые ДПМ (договоры на поставку мощности с гарантией возврата инвестиций) или повышение цены «старой» мощности (цена конкурентного отбора — КОМ)?

— Наилучший вариант — в том, чтобы цена КОМ дала возможность компаниям самостоятельно планировать новое строительство. Это было бы идеально, но, к сожалению, не очень реально. Что касается новых ДПМ, относиться к ним нужно осторожно, поскольку бездумное планирование инвестиций ради инвестиций может привести только к тому, что потребитель заплатит больше, энергетики получат меньше, а разница пойдет банкам, которые также привлекают кредиты не бесплатно. Мне трудно говорить о первой ценовой зоне энергорынка (европейская часть России и Урал.— “Ъ”), но там, видимо, избыток мощности будет сохраняться еще долго. А вот во второй зоне (Сибирь.— “Ъ”) не все так однозначно.

— То есть энергодефицит в Сибири реален?

— Случаются дни, когда реальный резерв мощности меньше 1 ГВт, а то и вовсе несколько сотен мегаватт. Можно ли это считать резервом? Во-вторых, нет оснований сомневаться в прогнозах потребления — строительство алюминиевых заводов идет полным ходом и будет завершено, глупо их не достраивать, раз уж начали. Запланированный рост по экономике в целом тоже не выглядит несбыточной мечтой. И к 2022 году, а может, и пораньше, к 2020 году мы в Сибири вполне можем получить ощутимый дефицит энергомощности.

Конечно, всегда есть соблазн убаюкать себя иллюзиями — поверить, что есть очень много факторов, которые дефицит не допустят. И в очередной раз уповать на русский авось! Да, этих авось достаточно много: авось не будет маловодного года, авось Казахстан поведет себя корректно, авось никто из крупных генераторов не выйдет из строя в самый неподходящий момент, может, как-то проскочим.

Но я уверен, что этой зимой будет очень много холодных дней, а маловодность рек уже очевидна. И что мы увидим: визуально генерации немало, но это самообман. Секрет в том, что смотреть нужно на тех, кто реально может работать. И тогда вы увидите, что загружена почти вся свободная мощность, а есть дни, когда всего лишь 500–600 МВт остаются незагруженными. Вот это и есть действительный доступный резерв.

— Вы имеете в виду нормальную, не экстремальную ситуацию?

— Мы это наблюдаем регулярно. Например, изучите ситуацию 23–27 января 2016 года, и все станет достаточно очевидно. Если вы посмотрите на баланс установленной мощности и потребления, то увидите как будто большой резерв.

Безусловно, я сейчас вступил в сферу, о которой более профессионально могут рассуждать коллеги из «Системного оператора» (СО), ведающие балансом,— они знают больше. Но и мы со своей стороны тоже можем на что-то обратить внимание. Например, алгоритмы, используемые СО, дают результат, с которым сложно согласиться. Первое: гидрогенерация у нас учитывается по тому, как она проработает восемь часов. Даже не в маловодный год, если посмотреть на декабрь-январь (а это самые сложные месяцы для ГЭС), вы увидите, что она вырабатывает гигаватта на четыре меньше, чем расчетная величина КОМ. А если год к тому же маловодный, то эта цифра может быть еще меньше.

— Но есть еще и возможность закрыть сибирский дефицит поставками с Урала…

— Да, у нас физически возможен переток до 2 ГВт из европейской части России, и, случись дефицит мощности, Европа должна помочь. Но по нашей территории идет только 300 МВт, а все остальное — по Казахстану. Казахстан, никого не хочу обижать, не отличается большой пунктуальностью при планировании спроса-предложения, и неизвестно, как себя поведет. Случится, например, минус 30°С — и если у них все будет хорошо, быть может, и мы проскочим. А если у них не все хорошо, то они загрузят свои линии в первую очередь, своя-то рубашка ближе к телу. И тогда Европа не сможет выдать ожидаемые 2 ГВт. Конечно, в этот момент можно — и придется — поднять гидрогенерацию, она некоторое время простоит, выдаст обещанные 3–4 ГВт, и, может быть, за это время казахи у себя ситуацию урегулируют... Вот такая цепочка выстраивается.

Третье. У нас есть генерация, которая подает высокие ценовые заявки. Например, на нашей Новокузнецкой ГТЭС — 300 МВт. Но станция предназначена для парирования неожиданных провалов или скачков потребления, поэтому за такую техническую исключительность приходится платить. В буквальном смысле платить себестоимостью производства: она очень высока. Если ГТЭС будет вынуждена проходить стандартный путь отбора ВСВГО (технический этап отбора генерации, предшествующий КОМ.— “Ъ”), а это неизбежно случится в дни дефицита мощности, то мы получим цену в Сибири в 2 тыс. руб. (за МВт•ч, цена оптового рынка.— “Ъ”), я боюсь, это мало кому понравится. У нас-то вопросов не будет, но мы честно предупреждаем о последствиях дефицита.

И, наконец, не стоит сбрасывать со счетов еще один фактор — сетевую конфигурацию. Нужно понимать, что если потребность, как в Сибири в холодные дни, составляет 30 ГВт, то это значит, что должно быть обязательно включено 32–33 ГВт или даже 35 ГВт. Сама сеть — это живое существо, и резервирование тютелька в тютельку нельзя подгонять, нужно иметь возможность реагировать на вероятные отклонения. Все это я говорю, чтобы показать, что простая арифметика иногда вводит в заблуждение: кажется, что у вас 28% резерва, а на самом деле всего 6–8%. А если заработает алюминиевый завод и потребление вырастет на 1 ГВт, то 6–8% как корова языком слижет.

— То есть вы полагаете, что новая генерация все-таки нужна?

— Мы видим, что принятый сегодня порядок вычисления потребности в генерации не вполне корректен, и я считаю, что строительство в Сибири еще какого-то количества мощностей станет страховкой от возможных проблем. И речь не идет о десятках гигаватт и даже не о нескольких гигаваттах. Наши расчеты говорят, что 1 ГВт было бы более чем достаточно. Кроме того, в своих городах присутствия мы видим потребность увеличения тепловой генерации, эти два процесса могли бы пойти параллельно. Построив новые ТЭЦ или расширив существующие, мы смогли бы решить две задачи — обеспечение дешевого тепла и резервирование мощности. Для нашей компании это 200 МВт на Барнаульской ТЭЦ-3, 200 МВт на Красноярской ТЭЦ-3, возможно, в Новокузнецке 200 МВт — в общей сложности 600–700 МВт, в любом случае меньше 1 ГВт. Это не очень масштабное, но необходимое строительство, отвечающее, по моему мнению, тем задачам, которые стоят перед энергетикой в Сибири.

— Этого было бы достаточно для закрытия потребности и в резерве, и в тепле?

— Если решать две эти задачи параллельно, закрылись бы все вопросы и по электроэнергии, и по теплу, и, самое главное, это не было бы накладно для потребителя. Ведь нынешние ДПМ заканчиваются, и, если новое строительство начнется, платеж потребителя все равно будет снижаться.

— Строительство должно финансироваться за счет повышенных платежей за мощность, не выходящих за пределы текущих ДПМ? По какой схеме?

— По той же самой. Есть платеж за мощность. В Сибири он еще года три будет расти чуть выше инфляции, за счет так называемого четырехлетнего «горбика» (пик платежей за новые станции.— “Ъ”), а потом, начиная с 2021 года, пойдет на спад. Если сделать новый ДПМ, платеж за мощность для потребителя будет расти в любом случае ниже инфляции. Такое строительство нужно наметить к 2022–2023 году. За пять лет можно качественно, не спеша, построить запланированные блоки и станции.

— Какой вариант вы больше поддерживаете: ДПМ на новые блоки или увеличение цены КОМ?

— Увеличение цены КОМ, боюсь, умозрительный вариант. Я не верю в него, хотя, повторюсь, по моим внутренним ощущениям, этот вариант оптимальный. Это та позиция, которую мы бы как генераторы отстаивали, но мы не единственная сторона, ведь есть основной партнер — государство.

— А параллельно не стоит увеличить возможность перетоков из европейской части РФ?

— Сетевое строительство — дело затратное, тем более на таких расстояниях. Зачем строить сетевые мощности для перетока из европейской части России в Восточную, если они востребованы один месяц в году? Кроме того, нужно понимать, что если мощность придет из Европы, то она принесет и европейскую цену. Где-нибудь в Перми в среднем годовая цена 1100 руб. (за МВт•ч.— “Ъ”), у нас в Белово — 870 руб. При сложившейся разнице узловых цен (учитывающей потери при перетоках) цена докатывается до нас на 100–200 руб. ниже. Если ситуация перевернется, значит, эти 100, а то и больше, рублей добавятся к цене в Сибири. Мы-то согласны, но будут ли согласны сибирские потребители?

— Нужна ли, по вашему мнению, господдержка модернизации станций?

— Я говорил о строительстве новых мощностей. Поскольку, если модернизировать старые, их все равно не хватит, это не решает сибирскую проблему. Вместе с тем в Европе мощностей совершенно точно больше, чем надо, даже с учетом всех планируемых закрытий, и здесь регулятору, возможно, имеет смысл обдумать какую-то ДПМ-программу по модернизации. Многие мощности устаревают морально и физически, и было бы дешевле сейчас их обновить, поскольку обновлять, во всяком случае если речь идет об угольной генерации, это совершенно иные, меньшие деньги. Так, на Назаровской ГРЭС на старте ДПМ мы получали чуть больше 400 тыс. руб. за МВт в месяц, а за новое строительство на Красноярской ТЭЦ-3, например, у нас в то же время было 1,6 млн руб. за МВт в месяц. Так что в европейской части России, исходя из общих соображений, модернизация была бы менее накладной для потребителя и позволила бы сохранить мощности на значительно более долгий срок. Поэтому программа ДПМ была бы, на наш взгляд, разумна в таком виде: не очень масштабное строительство новых мощностей в Сибири и модернизация мощностей в европейской части страны. Такое решение мне представляется вполне адекватным для проблем, возникающих в 2024–2026 годах.

— Есть ли в Сибири дефицит по теплу?

— По большому счету тепла хватает, но здесь тоже есть нюансы. Когенерация всегда эффективнее, чем раздельная выработка тепла и электроэнергии, поэтому намного выгоднее производить тепло на ТЭЦ. А мы видим, что у нас в ряде случаев водогрейная часть, которая предназначена в общем-то для пиков потребления, потихоньку забирается в базу, а пики мы закрываем уже неприлично дорогими электрокотельными. Строительство ТЭЦ позволило бы вырабатывать больше тепла в когенерационном цикле, что более правильно с точки зрения экономики страны.

Сегодня модель рынка тепла не вполне адекватно отражает реальную эффективность ТЭЦ, и, например, если посчитать формально, то будет казаться, что они уступают конденсационным станциям по эффективности. Но это формально. Потому что в любого энергетика с первого курса вбивают, что ТЭЦ — куда более интересный по эффективности объект, чем любая ГРЭС, что на самом деле очень правильно.

Увы, но регуляторика сегодня искусственно загоняет эти станции в гетто полуубыточности, а, вообще говоря, если есть потребность в тепле, строить их нужно. Но если причуды регуляторики сейчас не позволяют этого делать, значит, давайте поддерживать их такими эксклюзивными инструментами прямого действия, как ДПМ.

— А метод «альтернативной котельной», когда тариф ТЭЦ рассчитывается от потолка, равного стоимости тепла с новой котельной?

— Она немного про другое, про систему теплоснабжения в целом, а не про отдельные электростанции.

— В какой-то степени альткотельная позволяет повысить рентабельность ТЭЦ.

— Если бы КОМ был нормальным, то строительство новых станций было бы выгодно. Но поскольку КОМ у нас регуляторный, то поступления от него не покрывают затрат — с учетом того, что у нас в стране высокая стоимость капитала. Альткотельная же немножко о другом: допустим, в городе сложилась некая система теплоснабжения — с текущими трубами, полузагруженными котельными, неэффективными источниками тепла, и мы видим, что, если сократить избытки, она станет эффективнее. Для этого, скажем, нужно вложить 8 млрд руб., и мы после этого начнем зарабатывать 800 млн руб. в год. В течение девяти-десяти лет мы вернем вложенные деньги с учетом процентов по кредиту.

Но регулирование таково, что, как только я эти 8 млрд руб. вложу и заработаю 800 млн руб., эти 800 млн руб. у меня изымут, и я не смогу вернуть вложенное. Так устроена регуляторика тарифов по методу «затраты плюс». Чтобы этого избежать, мы просим гарантировать нам на 20 лет тариф, пусть он растет с незначительным опережением инфляции, нам больше не надо: мы рассчитаем модель, привлечем кредит, модернизируем теплоснабжение, заработаем денег… У вас будет прибыльное тепловое хозяйство, а у нас будут деньги, мы и налоги заплатим, и людей будем содержать, выплачивая им не символическую, а достойную зарплату.

— Местные власти готовы к приходу СГК как инвестора на таких условиях?

— Сегодня система теплоснабжения для многих губернаторов и глав городов — это большая головная боль, и присутствие прибыльного участника, который переживает за свое хозяйство и держится за него, для власти объективно очень выгодно. Чем дальше от Москвы, от областных центров, тем больше проблемных городов. И если в Москве или Петербурге за право поставлять услуги теплоснабжения могут бороться несколько конкурентов, то в городах помельче такой роскоши вы уже не увидите. А в городах с еще меньшим населением — 100–200 тыс. человек — может обнаружиться совершенно обратная ситуация: глава муниципалитета будет сидеть на приеме у губернатора, и вдвоем они будут судорожно думать, что делать, чтобы не заморозить людей.

Понимаете, СГК может прийти туда, где еще не потеряна надежда. Мы приходим туда, где нет государственных денег, где мы все делаем за частные средства. И если ситуация зашла далеко, как в том же Рубцовске, мы просим повышения тарифа, но в разумных пределах. Но если подождать еще чуть-чуть, когда все развалится и не за что будет зацепиться, то одного тарифа уже не хватит: нужны будут государственные деньги, и смысл привлекать нашу компанию исчезнет. Мы знаем, как оптимизировать системы теплоснабжения, как можно извлечь скрытые возможности и как путем небольших капзатрат осуществлять то, что само государство будет делать очень дорого. Поэтому при наличии альткотельной мы можем в такой проект войти, но если система теплоснабжения деградирует, то в таких случаях доктор уже бессилен.

— Как развивается проект в Рубцовске?

— Остался еще год. Но только с технической точки зрения: сетевую часть мы закончили, нам нужно достроить станцию. Сегодня Южная тепловая станция, на которой мы работаем, в состоянии снабжать теплом весь город. Осталось произвести кое-какие работы, но они направлены только на улучшение экономики. По большому счету, для власти проект на 90% закончен, а все, что там осталось доработать,— это уже для нас самих, чтобы не вылететь в трубу с инвестициями и вернуть вложенные средства.

— А какой плановый срок окупаемости?

— Лет 12.

— Это с учетом повышения эффективности станции?

— Конечно. Мне приходилось дискутировать с депутатами, которые говорят: «Вы тариф на 25% подняли, в карман себе положите, негодяи!» Я отвечаю: в год за тепло собирается 650 млн руб., мы подняли тариф на 25% и соберем с вас дополнительно 160 млн руб. А инвестиции наши — 2 млрд руб., и я их привлек под 11–12% годовых, значит, я в год выплачиваю 220–240 млн руб. одних процентов. Сопоставляя цифры, мы видим, что повышения тарифа не хватит даже на проценты, так что все оставшееся плюс возврат кредита я произведу за счет того, что умнее организую тепловое хозяйство. И, честно говоря, нужно сказать спасибо, что обошлись двумя миллиардами, потому что если бы пришел кто-то другой, он бы потребовал 5–6 млрд руб., да еще не факт, что в принципе нашлись бы желающие решиться на такое.

— Какие города вы рассматриваете с точки зрения участия в проектах теплоснабжения?

— Сейчас мы рассматриваем Черногорск в Хакасии (70–80 тыс. человек). Там схожая с Рубцовском ситуация в политическом плане, а технически — совсем другая, но это один из вариантов, которые мы в ближайшие года два реализуем.

— То есть вас интересуют некрупные города, если система теплоснабжения там еще не до конца развалилась?

— Нас интересует все. В первую очередь нас интересуют власти, которые хотят решить проблему на десятилетия вперед. Во всех проектах, где мы участвуем, годик-другой еще можно потерпеть. По такому принципу и жили: потерпим, а дальше посмотрим, кто-нибудь другой будет решать. И пришли к тому, что терпеть уже тяжело. Чем раньше начать модернизацию, тем дешевле это будет для всех.

Если бы мы, например, делали проект в Рубцовске лет пять-шесть назад, думаю, мы попросили бы процентов десять повышения тарифа, и этого бы хватило. А если бы пришли лет через пять, то без государственных вливаний бы не обошлось, потому что жители не выдержали бы необходимого повышения тарифа. Поэтому нас интересуют любые проекты, где власти региона, муниципалитета хотят найти системное решение на десятилетия вперед и говорят: «Мы видим, что у нас потихонечку зреет проблема, примите, сделайте из этого сложного объекта “конфетку”, получайте прибыль, и если это будет для жителей стоить не очень дорого, то мы с вами». С нашей стороны это не рвачество: мы в Рубцовске даже еще альткотельную не получили, делаем все под обещание. Там нет никаких сверхприбылей, когда за три-пять лет отбиваешь деньги и начинаешь зарабатывать. Мы мыслим гораздо более длинными категориями, и окупаемость проекта за семь-десять лет для нас является вполне приемлемой. Я думаю, что на этом рынке не очень много участников, которые готовы работать на столь долгую перспективу.

— А инициаторами процесса являетесь вы или власти?

— Это может быть только совместное желание. Мы смотрим варианты в первую очередь недалеко от своих городов присутствия и в них самих. Но это не значит, что мы замыкаемся на этих вариантах. Если будет желание сделать что-то более интересное в другом субъекте федерации — почему нет. Это — даже не угольная и не электрическая, скорее теплосетевая задача, эта компетенция у нас в компании представлена. Поэтому мы в состоянии работать в любом городе.

— Сейчас у вас в планах Черногорск, а есть еще какие-нибудь города?

— Мы хотели бы, чтобы альткотельная заработала во всех городах нашего присутствия. Мы понимаем, куда в каждом городе можно было бы вложить миллиарды. В Барнауле есть куда вложить миллиардов девять: заместить котельные-однодневки, на содержание которых нужно выделять горы муниципальных и областных денег, при этом в городе иногда трудно дышать. Нужны серьезные вложения, но дайте нам альткотельную с небольшим ростом тарифа — 1,5–2% к инфляции — на десять лет и будем нормально работать.

— А там как к вашим инициативам относятся власти?

— Законодательства об альткотельных, строго говоря, еще в полном виде нет. Поэтому процесс только начали. Во всех городах нашего присутствия, кроме Кызыла, у нас такие планы есть за одним исключением. В Кемеровской области кроме согласия на альткотельную нам предстоит решить еще несколько системных вопросов, например, о присутствии бюджетной дотации, которая делает бизнес непредсказуемым, чего хотелось бы избежать.

— Собираетесь ли вы что-нибудь покупать?

— Все годы, когда я руковожу этой компанией, мы перманентно находимся минимум в одном переговорном процессе по приобретению того или иного актива. Иногда эти переговоры успешны, иногда нет. Поэтому, когда бы вы у меня ни спросили, есть ли планы, я бы всегда ответил: «Есть». Такие переговоры и такую работу мы ведем и сейчас. Но конкретных параметров я назвать вам не смогу. Из известных — мы участвуем в объявленном Enel конкурсе на приобретение Рефтинской ГРЭС, но пока просто заявили свое участие. Эта работа в самой начальной стадии, мы пока далеко не продвинулись — просто потому, что она инициирована совсем недавно.

— Ценовую заявку вы подали?

— Да. С индикативной ценой. С какой, не могу сказать.

— А какова объективная стоимость этой станции?

— Тем более не скажу. Нам еще предстоит состязаться по цене, и раскрывать информацию было бы неправильно.

Почему мы хотим покупать? Наша компания умеет много вещей, в том числе уникальных. Весь цикл необходимых компетенций есть — теплосетевые, электрические, строительные, торговые и так далее. Одним словом, мы можем управлять объектами электро- и теплоэнергетики достаточно профессионально. Рост количества объектов в управлении не вызовет у нас существенного увеличения аппарата. И мы можем утверждать, что, взяв в управление Рефтинскую ГРЭС, мы сможем сделать ее эффективнее, это не принесет дополнительных затрат.

Но, к сожалению, там весьма слабые синергии по топливу. Станция построена так, что замещение углей произвести достаточно сложно. И самое разумное с энергетической и угольной точки зрения — это сжигать те же экибастузские угли (из Казахстана.— “Ъ”), что и сегодня. В принципе можно найти им замену, но только если по каким-то причинам возникнет острая необходимость. Это соображение довольно крепко привязывает Рефтинскую ГРЭС фактически к одному поставщику, а того, кстати, тоже привязывает к единственному покупателю: едва ли не половину мощностей крупнейшего разреза загружает ГРЭС.

Это всегда не очень хорошая, не очень устойчивая комбинация, потому что, случись форс-мажорная ситуация (не важно, по каким причинам), это приведет к значительным экономическим последствиям. Причем как для разреза, так и для самой станции. И здесь наилучшая конфигурация — это частичное совместное владение с поставщиком топлива, чтобы все участники были объективно заинтересованы в стабильном производстве. Есть, конечно, еще и определенный валютный риск, но он предсказуем: в целом — тенге все равно будет ходить за рублем.

— А совместное владение возможно?

— Да, возможно. Если будет такое предложение — будем его обсуждать. Пока это скорее теоретические рассуждения.

— В 2016 году у вас по активам был резкий скачок прибыли. Чем он объясняется?

— Мы не раскрываем и не комментируем свои финансовые показатели. Но в 2015–2016 годах рост прибыльности компаний связан исключительно со счетными факторами. Платеж ДПМ устроен в форме платежа за мощность (фиксирован помесячно вне зависимости от загрузки или эффективности станции.— “Ъ”), следовательно, он увеличивает нашу прибыль и эту прибыль в себе как бы содержит. Часть платежа за мощность мы отдаем в виде прибыли, и это запрограммированная часть всей системы ДПМ. Так что значительная доля роста прибыли обусловлена сданными объектами ДПМ, последние из которых были закончены к началу 2015 года. Также, конечно, имеет место прирост операционной эффективности, но основное — это платеж ДПМ.

— Какой вам видится динамика цен на электроэнергию в Сибири — они будут снижаться или расти?

— Точного прогноза я вам не скажу: это определенное ноу-хау. Это наше видение, оно может быть правильным или неправильным, но у кого оно более верно, тот и заработает больше денег.

Глобально роль играют два фактора. Первый: Сибирь с Европой сейчас объединена в единую расчетную модель РСВ (рынок на сутки вперед, основной сектор оптового рынка электроэнергии.— “Ъ”). Это приводит к тому, что, поскольку у нас генерация дешевая, свой электроток мы выдаем в Европу, но и цена формируется в Европе (европейская часть РФ). В Европе же она в первую очередь определяется ценой на газ. До последнего времени мы прогнозировали рост цен на газ около 2%, а впоследствии — где-то на уровне инфляции. Сейчас Минэкономики дает более агрессивный рост цены, поэтому в этой части цена РСВ будет подрастать более динамично. Увы, но есть и второй фактор, который будет, наоборот, снижать цену,— ввод новой ДПМ-генерации — в первую очередь, АЭС, атомщики должны ввести больше 4 ГВт. И этот фактор будет работать встречно. Поэтому эти два фактора, складываясь, дают гораздо меньший рост цены на РСВ. А цена КОМ, думаю, будет расти где-то по инфляции.

— Как строятся ваши отношения с поставщиками угля из СУЭК с учетом того, что вы входите в один холдинг?

— У нас заключены долгосрочные контракты с предсказуемой и понятной ценой. Это позволяет строить долгосрочные планы, что важно для развития компании.

— Как вы оцениваете потенциал дальнейшего развития реформы электроэнергетики?

— Мы уходили от тарифного регулирования: когда ты эффективен — тебе поменьше денег, когда менее эффективен — побольше. Это убивает все желание быть эффективным. Ладно, решили, что это путь в никуда, сделали рынок. Вроде что-то начало получаться. Но на старте предполагалось, что сейчас цена на мощность будет в два раза выше. Цену на мощность жестко контролируют — устанавливают ценовые коридоры. РД (регулируемые договоры, продажа электроэнергии населению и приравненным к ним потребителям.— “Ъ”) не убрали, этот аппендикс живет и процветает, там уже свила гнездо масса псевдобизнесов. А сейчас еще и Бурятию нам подкинули (регион с текущего года ушел с энергорынка на РД.— “Ъ”). Давайте в РД Красноярский край, давайте Кемерово, все остальное — и мы получим тарифное регулирование в полном объеме. Этот откат очень опасен: мы можем получить как раз то, от чего мы сейчас пытаемся уйти в тепле, когда развиваются не эффективные источники, а те, кто умеет найти правильный подход к душам тех, кто устанавливает цены и распределяет госинвестиции. Мы этого хотим? Я думаю, что есть группа людей, которая этого хочет, но их не так много. Но чем больше будет таких странных механизмов в регулировании, тем больше будет людей, которые хотели бы это увлекательное госрегулирование сохранить и приумножить.

Интервью взяли Наталья Скорлыгина и Татьяна Дятел