Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев о спросе на электроэнергию, иностранных турбинах и санкциях

В июне промышленность начала снижать потребление электроэнергии впервые после начала боевых действий на Украине. Как падение спроса отразится на ценах, к чему приведет уход европейских энергокомпаний и выдержит ли оптовый рынок потенциальный приход ДНР и ЛНР, “Ъ” рассказал директор «Сообщества потребителей энергии» (лобби промышленных потребителей электроэнергии) Василий Киселев.

— Потребление электроэнергии накопительным итогом с начала года растет. Какой у вас прогноз в целом по году?

— Электропотребление — хороший индикатор самочувствия экономики. Если в первом полугодии еще были запасы и текущие поставки, то сейчас проблемы нарастают, санкционное давление — ломка кооперационных связей, закрытие зарубежных рынков сбыта — уже начинает сказываться.

Учитывая прогноз снижения ВВП и ситуацию в энергоемких секторах, мы ожидаем, что в целом за текущий год потребление электроэнергии упадет минимум на 5% без учета погодного фактора.

То есть если первое полугодие мы прошли с ростом на 2%, то во втором полугодии ожидаем около минус 8%. Самая сложная ситуация будет в отдельных энергосистемах и энергорайонах, где концентрируется энергоемкая промышленность: черная металлургия, трубная промышленность, горнодобывающие предприятия, машиностроение и прочее.

— Надолго ли сохранится негативная динамика спроса?

— Зависит от времени, которое понадобится предприятиям на перестройку своих поставок. Кроме того, предприятия анализируют состояние оборудования, ведь импортные узлы и агрегаты стоят не только на электростанциях. Думаю, что в следующем году мы тоже не выйдем в плюс по потреблению.

— Из России уходят Fortum, Uniper и Enel. Как это отразится на отрасли?

— Их уход точно плохо скажется на компетенциях в секторе. Европейцы привносили особенные знания и опыт. К примеру, «Фортум» на конкурсах ВИЭ показал, как можно использовать знания международной конъюнктуры и технологических трендов для принятия эффективных решений. Это позволило резко снизить цены на отборах программы строительства ВИЭ.

— Может ли уход иностранцев повлиять на цены на электроэнергию?

— Конкуренция, конечно, снизится. У нас немного игроков, которые могут подобрать эти активы. Ожидаем, что ФАС проконтролирует эти сделки.

— Что будет с ценами из-за остановки экспорта электроэнергии в Прибалтику и Финляндию?

— В энергосистеме Северо-Запада, откуда шел экспорт в ЕС, на этот год были зарезервированы 1,8 ГВт под экспорт электроэнергии. Экспорта больше не будет, но мы через коэффициент резервирования в любом случае заплатим за эти 1,8 ГВт мощности. На первую ценовую зону (европейская часть РФ и Урал) общей мощностью около 165 ГВт прирост платежа составит примерно 1,5–2,5%.

При этом эти экспортные 15 млрд кВт•ч должны усилить конкуренцию на рынке на сутки вперед (РСВ, основной сектор торговли электроэнергией.— “Ъ”) и снижать цену. Но правила энергорынка у нас таковы, что генераторы могут менять свои ценовые стратегии, чтобы удерживать цены на нужном для себя уровне. Например, выключат эффективные станции с дешевой выработкой, оставят только дорогие энергоблоки, при этом платеж за мощность останется неизменным. А пока у регуляторов нет методики проверки обоснованности ценовых заявок и реальных стимулов повышать экономическую эффективность генерации, высокие цены всегда можно объяснить растущими издержками, а отключение эффективных блоков — ремонтами. Яркий пример — Псковская ГРЭС («Газпром энергохолдинг».— “Ъ”) мощностью 440 МВт. В прошлом году ее загрузка составила всего 4%, а в этом с февраля она не работала ни одного часа, а мы заплатили за ее содержание 0,54 млрд руб.

— Не исключено, что ДНР и ЛНР, а также Херсонская и Запорожская области Украины могут стать частью энергорынка РФ. Оптовый рынок выдержит?

— По энергетике мы пока не понимаем масштабов. Там стоит Запорожская АЭС на 6 ГВт, чего может быть достаточно для энергоснабжения этих регионов. Не исключено, что часть выработки может поступать на энергорынок. Стратегически мы точно ничего не потеряем. Эти регионы, которые потенциально могут войти в состав энергосистемы, нельзя назвать депрессивными. Это индустриальные районы, способные создавать добавленную стоимость, они точно не будут нахлебниками.

— Генкомпании жаловались на удорожание оборудования из-за стоимости металла. Что вам кажется правильным: отказаться полностью от инвестпрограмм или пойти на их удорожание?

— Ни то, ни другое. Во-первых, временный всплеск цен уже в прошлом: они вернулись к допандемийным уровням. Во-вторых, металлоемкость в текущих проектах модернизации ТЭС минимальная, потому что 90% проектов — это продление паркового ресурса, или, проще говоря, капитальные ремонты, а не модернизация. Правилами установлено, что генкомпании могут учитывать не более 4% доходов с РСВ на всем цикле окупаемости проекта. Но подождите, 4% — это всего лишь компенсация инфляции. Потребители за 15 лет возвращают генкомпании не только 100% стоимости проекта, но еще и примерно 14% (базовая ставка доходности при ОФЗ 8,5%.— “Ъ”) в год доплачивают. В результате генератору, даже если энергоблок совсем не будет работать, гарантированно вернется полтора—два с половиной объема затраченных средств. Мы же настаиваем, что высчитывать из CAPEX необходимо хотя бы четверть доходов модернизированного энергоблока с РСВ. Если проект не дает достаточного повышения эффективности, то его и не нужно реализовывать. Это нормальный экономический принцип, именно на него указал глава государства при согласовании программы. А что получилось на деле? Пока программа совсем не про экономику, не про эффективность, а про гарантированный денежный поток энергетикам вне зависимости от выработки и надежности.

— Вы поддерживали проект Заинской ГРЭС «Татэнерго», но он остановлен из-за отказа GE поставить турбину. Ваше отношение не изменилось?

— Заинская ГРЭС — практически единственный эффективный проект в программе модернизации. Он бы серьезно снизил цены РСВ. Так сошлось, что «Татэнерго» не успели получить турбину, но мы будем и дальше поддерживать проекты, которые сокращают затраты потребителей. Дело не в происхождении оборудования, а в эффективности. К примеру, проект модернизации Красноярской ТЭЦ-3 (Сибирская генерирующая компания.— “Ъ”) на отечественном оборудовании имеет такой же CAPEX, как и Заинская ГРЭС,— около 23 млрд руб. Но мощность энергоблока Заинской ГРЭС — 850 МВт, а Красноярской ТЭЦ-3 — 185 МВт. Одноставочная цена выработки Заинской ГРЭС — 2,15 руб. за кВт•ч, а проекта на Красноярской ТЭЦ — 8,42 руб. Тот проект под вопросом, а этот будут реализовывать. При этом угольный блок появится в энергоизбыточном регионе, где из 6 ГВт гидромощностей используется только половина.

— Какой вы видите выход из ситуации с остановкой проекта Заинской ГРЭС?

— Возможно, проект будет переформатирован, но при этом необходимо снова оценивать его эффективность. Важно определить, что выгоднее потребителям — переконфигурировать проект или отказаться от него совсем. Соответствующие оценки мы уже запросили у компании и у регуляторов.

— На российских газовых турбинах можно сделать эффективный проект?

— Хотелось бы верить, но мы еще не знаем, могут ли эти турбины вообще работать. Энергоблок должен отработать хотя бы тысячу часов без отказа. Посмотрим после запуска экспериментальных образцов.

— Пока отобраны пять проектов энергоблоков на российских газовых турбинах на 1,6 ГВт. Вы согласны на продление программы?

— В текущем виде — категорически против, потому что все риски — и технологические, и коммерческие, и даже политические — возложены только на потребителей. Платежи гарантируются даже в случае поломок и простоев. У машиностроителей есть время и средства для головных образцов: отработайте добросовестно сейчас в этой «песочнице» за наш счет, но дальше дорабатывайте продукт и берите риски на себя. Металлурги же не просят гарантированных платежей потребителей, например, на строительство домны или прокатного стана.

— В России больше ста иностранных газовых турбин. Вы видите в этом угрозу для энергосистемы?

— Никакой угрозы нет.

Объем мощности ТЭС на иностранных турбинах составляет всего лишь 23 ГВт — примерно половина резерва в первой ценовой зоне энергорынка.

Нам сейчас говорят, что надо бы сэкономить моторесурс иностранных турбин. По сути, их предлагают законсервировать, но при этом продолжать оплачивать их мощность и мириться с ростом цены электроэнергии, который неизбежно возникнет из-за сокращения дешевого предложения. Турбины сохранятся, но что с ними дальше делать? Насколько серьезными тогда являются намерения сделать собственные турбины? Может быть, наоборот, следует включить эти энергоблоки на полную мощность и снизить цены на электроэнергию? Такой шаг помог бы экономике.

— Нужна ли программа строительства ВИЭ по договорам поставки мощности (ДПМ, гарантируют возврат инвестиций) в России в текущих условиях?

— Экономике нужны ВИЭ, а не ДПМ. Предприятия готовы самостоятельно за свой счет строить зеленую генерацию без всяких ДПМ.

Собственная ВИЭ-станция — прямое подтверждение снижения выбросов. Но есть бессмысленное ограничение в 25 МВт: для покупки зеленой энергии на энергорынке отсутствует необходимая конструкция двусторонних договоров. Мы предлагаем развивать зеленую генерацию в интересах тех, кому она действительно нужна, без всеобщих нерыночных надбавок, но для такого добровольного спроса необходимо снять ряд ограничений, доработать рыночные правила. Ведем рабочие обсуждения с отраслевыми участниками и «Советом рынка» (регулятор энергорынков.— “Ъ”), и пока они обнадеживающие.

— Тема снижения выбросов в РФ стала обсуждаться на фоне введения углеродного налога в ЕС на российские товары. Разве это еще актуально?

— Конечно, актуально. Экспорт заметно снизился, но не прекратился полностью. На какое время, мы не знаем. Но в том, что снижение углеродного следа экономики — это долгосрочная, глобальная тенденция и Европа в этом вопросе — законодатель мод для всего мира, сомневаться не приходится. Китай, Индия и другие страны тоже делают ставку на снижение выбросов. В недалеком будущем мало кому будет нужна «грязная» продукция, ее просто будет некому продать.

— Почему же потребители сопротивляются запуску национальной системы зеленых сертификатов о подтверждении выработки ВИЭ?

— Роль и значение сертификатов сильно преувеличены. Мы были против монополизации подтверждения низкоуглеродного происхождения электроэнергии исключительно зелеными сертификатами, и в ответ регуляторы скорректировали свои предложения: появилась концепция зеленых атрибутов, включающая двусторонние договоры и иные способы подтверждения. При этом сохраняются разногласия в вопросе недопустимости двойной оплаты ВИЭ — через ДПМ и сертификаты. Например, есть директива Европарламента от 2018 года, в которой говорится: если ВИЭ-объект построен с использованием субсидий, то нельзя еще раз брать деньги за подтверждение зеленой выработки. Мы уже оплатили строительство объектов по программе ДПМ ВИЭ, продолжаем оплачивать их содержание, а нам предлагают заплатить еще и за сертификат, рассказывают, что сертификат — это некий самостоятельный товар. Но он невозможен, да и никому не нужен без выработанной электроэнергии, за которую мы уже внесли повышенную плату. В итоге запуск системы с двойным платежом — через ДПМ и сертификаты — может подорвать легитимность всей системы зеленых атрибутов.

— Генкомпании могут попросить отсрочку запуска проектов модернизации ТЭС. Вам такой инструмент должен нравиться, поскольку откладывает вправо начало платежей за мощность. Так ли это?

— Да, но мы против всеобщей «индульгенции». У нас уже отработана система подтверждения форс-мажоров в «Совете рынка». Наверное, она тоже неидеальна, но есть возможность проверить подлинные причины срыва сроков. Во многих случаях у компаний есть все возможности сделать все работы своевременно, но для того, чтобы прикрыть собственное головотяпство, удобнее нырнуть под форс-мажор. Поощрять такое неправильно.

— У «Совета рынка» временно забрали часть полномочий, ушел бессменный глава набсовета Юрий Удальцов. Как вы сейчас видите основную роль «Совета рынка» в отрасли?

— К сожалению, последние десять лет «Совет рынка» уходит от независимого статуса. Избрание профильного замминистра (замминистра энергетики Павла Сниккарса.— “Ъ”) председателем наблюдательного совета — лишнее свидетельство огосударствления «Совета рынка». На мой взгляд, это неправильно. «Совет рынка» должен оставаться саморегулируемой, независимой организацией, которая способна обеспечивать баланс интересов в отрасли.

— Почему в таком случае палата потребителей не заблокировала назначение Павла Сниккарса?

— Могли бы разве что только теоретически, если бы единогласно сказали «нет». Но давайте посмотрим на состав палаты покупателей. Палата состоит из пяти членов, где только два представителя промышленных покупателей энергии. Еще два члена — представители сбытовых компаний, которые аффилированы с генкомпаниями. Пятый член назначается государством, то есть вряд ли будет сопротивляться предложениям регуляторов. В итоге сформировать вето покупателей по большинству вопросов практически невозможно.

Мы пытаемся разными способами вернуть чистоту помыслов и отсутствие конфликта интересов, но пока нам сложно это дается. Баланса представительства в наблюдательном совете нет, поэтому многие наши инициативы на словах одобряются, но по факту не осуществляются. Мы несколько лет добивались отмены инструмента 1,5 Руст (механизм повышения цен на электроэнергию в ночные часы.— “Ъ”), что технически совершенно несложно сделать.

— Но после обращения «Роснефти» вы все-таки добились отмены механизма 1,5 Руст. Стало лучше?

— Стало хуже. Это яркий пример того, как хорошую инициативу можно испортить плохой реализацией, и это лишний раз подтверждает отсутствие баланса в структуре набсовета «Совета рынка». Отмену механизма в итоге скрестили с различными корректировками, которые практически нивелируют положительный эффект для экономики в угоду генерирующим компаниям.

— Ждете ли вы роста неплатежей за электроэнергию со стороны потребителей в текущей экономической ситуации?

— Нет. Думаю, мы удержимся в стандартных рамках — 98,5–99% оплаты по году. В части платежей оптовый рынок отстроен как часы, инструменты контроля платежей на рознице в последние годы тоже расширились.

— Регуляторы, на ваш взгляд, пойдут на увеличение сетевых тарифов и тарифов на тепло по фактической инфляции?

— По большому счету ничего не мешает, но это несистемный, узкосекторальный подход. У нас уже есть опыт выхода из кризиса — в 2014 году вообще не было никакой индексации тарифов, и энергетика нормально пережила это решение. Гораздо важнее сейчас поддержать экономику в целом, а рост энерготарифов по инфляции будет только эту инфляцию разгонять и в итоге приведет к углублению кризиса.

— Европейские компании перестали поставлять оборудование для малой генерации. Будут ли потребители отказываться от строительства собственных станций?

— Не будут. Промышленность строит свою генерацию не только потому, что единая энергосистема неэффективная и дорогая. Есть еще одна причина — экологические требования и стимулы к снижению выбросов. Поэтому, например, нефтяные компании сжигают на месторождениях попутный нефтяной газ на энергоустановках, а не в факеле, а металлурги утилизируют для производства электроэнергии доменный газ. Мы не ожидаем, что этот сегмент замрет. Многие используют отечественное оборудование, и среди зарубежных поставщиков есть выбор, это не только европейские или американские производители.

— Нет ли проблем с эксплуатацией уже существующих станций из-за дефицита комплектующих?

— Сложности такие же, как и у энергетиков, но промышленники преодолевают трудности сами, не жалуются и гарантированных платежей за содержание своих мощностей не требуют. На спрос всегда будет предложение. Уверен, что те же европейские компании будут стараться найти приемлемый выход, чтобы поставлять свою продукцию: например, релоцировать в другие юрисдикции свои производственные площадки, передавать партнерам технологии, дабы не терять российский рынок. Поэтому не вижу больших проблем.

— ФАС в суде пока не смогла доказать вину «Т Плюс» в манипуляции ценами на электроэнергию. Потребители не хотят сами судиться с генкомпаниями?

— В споре ФАС с «Т Плюс» рано ставить точку. Мы заинтересованы в том, чтобы добиться положительного для потребителей решения по всем подобным делам, и не исключаем появления исков непосредственно от компаний, пострадавших от ценовых манипуляций.

Несколько лет мы призывали ФАС приступить к антимонопольному контролю на РСВ, утвердить для этого методологию определения экономической обоснованности ценовых заявок генкомпаний, потому что проблема манипуляции энергоценами на самом деле существует. Но разработка методики затянулась, а ценовая ситуация на энергорынке стала обостряться все чаще и чаще. Мы и наши компании, члены ассоциации, постарались привлечь внимание правительства к этой проблеме, в итоге лед тронулся, появились поручения, и мы надеемся, что методика скоро появится. Думаю, что история наведения порядка с ценовым манипулированием на энергорынке только начинается.

— Не пора ли отказываться от долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ)?

— Долгосрочный КОМ создает предсказуемые условия и приемлемый горизонт планирования для привлечения инвестиции в генерацию. Уменьшать его неправильно. Такой шаг будет означать, что инвестиции в энергетику должны идти не через КОМ, как изначально задумывалось, а по-прежнему только через нерыночные механизмы — ДПМ и схожие с ним, которые, напомню, предполагались как временные до запуска энергорынка, который уже давным-давно успешно работает. Если возвращаемся в прошлое, тогда необходимо быть последовательными и отменять маржинальное ценообразование на обоих рынках — электроэнергии и мощности. Мы против возврата к однолетнему КОМ, но поддерживаем корректирующий конкурс, который мог бы учесть колебания в экономике и снизить ошибку прогноза. Это своего рода компенсатор для точности инвестиционного планирования.

— На 2023 год потребуется корректирующий конкурс?

— Учитывая завышенные плановые резервы, сокращение экспортных поставок и вероятное снижение электропотребления, дополнительные отборы мощности на 2023 год вряд ли потребуются. От избытков бы избавиться.

— «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) предлагает ближайший КОМ провести на основе вероятностного подхода к прогнозированию спроса и предложения. Вас устраивает такое изменение?

— Изменение подходов к расчету резерва — шаг в правильном направлении, но недостаточный. Архаичная система планирования резервов с ее пресловутым минимальным коэффициентом в 17%, которая досталась нам с советских времен, уже давно себя изжила. Мы добивались ее пересмотра ни один год и добились своего: по поручению правительства на площадке «Совета рынка» проведена исследовательская работа сибирского института (Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева Сибирского отделения РАН.— “Ъ”). По их расчетам, минимальный резерв в Сибири должен составлять 7,2%, а не 26,5%, как сейчас. Но «Системному оператору» показалось, что этого маловато. Решили считать по вероятности отказов и погодным факторам, что, на наш взгляд, недостаточно. В Минэнерго заявили, что объем резервов может сократиться на 14 ГВт. Но есть риск, что даже с учетом снижения резерва платеж за мощность не изменится. При нашем ручном регулировании все будет зависеть от того, куда подвинут потолок цены. Сейчас платеж в КОМ — 265 млрд руб. в год, теперь гигаватты сократят, но те же 265 млрд руб. попросят заплатить. Нет, нас это не устраивает.

— Президент Владимир Путин отправил на доработку инициативу о введении тарифов для АЭС. Почему вы не предлагаете ввести тарифы для ВИЭ и ГЭС, которые также работают в режиме ценопринимания (готовы поставлять электроэнергию по любой цене, которая сложится на рынке)?

— Удельный вес атомщиков в объеме платежей за мощность намного выше. За один атомный энергоблок мы платим около 4,2 млрд руб. в месяц, то есть по 50,4 млрд руб. в год. За один блок! Доходность просто зашкаливает. Срок окупаемости энергоблока — 20 лет, хотя срок эксплуатации — минимум 60 лет. Зачем этот ускоренный сбор? Вы социально ответственная госкомпания или капиталист?

Гидроэлектростанции, построенные по ДПМ, тоже много зарабатывают. Но мы отчасти закрываем на это глаза, потому что «РусГидро» вынуждена еще тащить электроэнергетику Дальнего Востока, которой ее наградили во время реорганизации РАО «ЕЭС России». За счет сверхдоходов ГЭС в ценовых зонах они нивелируют свои расходы в ДФО. Ну а тариф для ВИЭ такой же бессмысленный, как стрижка свиней: визгу много, а шерсти нет.

— Объем ВИЭ просто слишком мал для вас?

— Конечно. Несерьезно. Поэтому мы и делаем упор на АЭС. У «Росатома» хватает денег на строительство энергоблоков, они строят практически без заемных средств. Средства собираются с нас не на покрытие текущих расходов, а на будущие стройки. Экономика инвестиций атомной энергетики непрозрачна, и есть основания предполагать, что собранные с нас средства могут использоваться в том числе и для зарубежной экспансии.

— Предлагаемый удельный CAPEX новых российских проектов ниже, чем зарубежных (183 тыс. руб. за кВт.— “Ъ”).

— Сравнивать одну сумму с другой не совсем корректно. Курсы валют и, к примеру, стоимость цемента в России и за рубежом — не одно и то же. По поводу цены новых блоков Курской АЭС-2 по-прежнему нет полной ясности. CAPEX коллеги действительно озвучили, а OPEX — нет. Какая часть доходов РСВ может быть учтена в проекте, непонятно. Никаких расчетов ценовых параметров новых ДПМ АЭС коллеги до сих пор не представили. Как оценить и при необходимости скорректировать эту финансовую нагрузку на экономику? Минэнерго и «Совет рынка» с нами согласились, что это неправильно, и мы этот вопрос не оставим.

— Владимир Путин поручил снизить тарифы на электроэнергию для металлургов. Вы считаете справедливым создавать преференции для одной отрасли?

— Мы сами этому очень удивились, поскольку последовательно выступаем против поддержки одних за счет других. Нам потом выяснили контекст. Металлурги докладывали президенту, что им сложно сформулировать новую стратегию развития отрасли без понимания издержек на покупку электроэнергии и транспортировку грузов по железной дороге. После этого появилось поручение о необходимости дать компаниям определенность этих ценовых показателей. Льготы не нужны, необходима предсказуемость. Наше предложение — ограничение роста тарифов по принципу «инфляция минус». При разработке программы модернизации старых ТЭС в 2017 году уже было поручение президента сдерживать энергоцены в рамках инфляции. Затем у регуляторов появились какие-то свои трактовки этого поручения: якобы речь только о сдерживании отдельных составляющих цены и в определенные сроки. Считаем необходимым вернуться к этому поручению и гарантировать рост оптовой цены в пределах прогнозной инфляции и не накопительно за десятилетия, а в каждый конкретный год.

— Как вы относитесь к предложениям увеличивать платеж для более загруженных станций в КОМ?

— История из той же серии: все в дом, все в семью! Платеж за мощность — это условно-постоянные затраты станции на содержание энергомощности. Если энергоблок больше выработал электроэнергии, то ему из-за этого не нужно больше денег на содержание. ТЭС больше работает и увеличивает доходы за продажу электроэнергии на РСВ, но станционные издержки практически не меняются.

Необходимо вообще изменить подход к определению понятия мощности. Сейчас мощность — готовность энергоблока производить электроэнергию. Это как обещать жениться и получать деньги полным рублем. Нам мало обещаний, мы хотим брачный контракт. Выполнил обязательства по производству определенного объема киловатт-часов, работал определенное количество часов — получи деньги. Не выполнил — получил меньше. Перевыполнил — получил при тех же условно-постоянных расходах дополнительный доход на РСВ.

— Оплату сетевого резерва введут только в пилотных регионах. Вас это устраивает?

— Нас в целом не устраивает сама идея, даже в пилотных регионах. Не хотелось бы ни один регион под эти пилоты подставлять. В Минэнерго, вероятно, понимают, что ни один губернатор не сунется в такой эксперимент, поэтому продолжают настаивать на тотальном внедрении.

Проект постановления по оплате сетевого резерва долго обсуждался, даже вносились какие-то послабления, но его суть оставалась прежней — умозрительные штрафы за бумажные киловатты. Мы возражали. В итоге под конец обсуждения регуляторы вернули туда самые спорные моменты, в том числе по блок-станциям промышленных предприятий, которые им как кость в горле. Почему? У энергетиков, особенно у сетевой компании, полезный отпуск падает, а жить хочется хорошо, несмотря ни на что.

— Предприятие может построить еще генерацию и полностью отказаться от сетей. В чем проблема?

— Генерации должно быть в 2,5 раза больше собственного потребления, чтобы хватило на ремонты и какие-то неплановые аварийные ситуации. Такая история и строится не сразу, и окупается долго. Какой-то объем потребления из общей сети все же необходим. Но рассказы о том, что сетевая компания содержит под каждого потребителя весь объем его максимальной мощности,— это сказки. Это технологически неоправданно и на практике абсолютно ничем не подтверждаемо.

— Минэнерго предлагает увеличить цену технологического присоединения к сетям для крупной промышленности. Как вы к этому относитесь?

— Я бы автора этой инициативы отправил в рабочую командировку на выбор — в страны БРИКС или в США, Австралию, Японию, Новую Зеландию. Там потребителей нередко подключают к сетям бесплатно или по минимальной по мировым меркам цене, потому что новый клиент приносит сетям источник дохода. При этом потребитель несет ответственность, в первый год он должен потребить, допустим, 30%, а затем постепенно увеличить потребление до 100% от присоединяемой мощности. Если клиент не наращивает потребление, то частично оплачивает затраты на строительство сетей. А у нас хотят деньги здесь и сейчас, полным рублем, включая так называемую инвестсоставляющую, выделить которую из расходов на общее развитие сети весьма непросто. Какие стимулы для инвестиций это решение создает? А какие соблазны для злоупотреблений монопольным положением порождает? Например, построили подстанцию и трансформатор, проложили линию за 20 млн руб., но с нас хотят получить 10 млрд руб. Как вы это проверите и оспорите, если вся информация у сетей, а четкие критерии для разнесения расходов отсутствуют? Нет, нам это не нравится.

— Потребители добивались методики сравнения цен в РФ и за рубежом. Разве не очевидно, что сейчас цена за рубежом намного выше?

— Актуальность такой методологии сохраняется. Временные скачки цен на спотовых рынках за рубежом не изменяют того факта, что за границей существует много других форм расчета платежей за электроэнергию для промышленности: долгосрочные контракты, специальные защищенные тарифы для энергоемких предприятий. Нужны прозрачность и сравнительная сопоставимость ценообразования: платеж за электроэнергию — это серьезная статья затрат, особенно для энергоемкой промышленности. Ее конкурентоспособность необходимо поддерживать. А когда выработка промышленных электростанций без учета сетевого тарифа дешевле электроэнергии из общей сети, а цена последней, в свою очередь, выше, чем у промышленности стран, приобретающих наши энергоресурсы, возникают нехорошие мысли.

— Вы каждый год публиковали свой анализ и приходили к выводу, что в России цены ниже. В этом году ждать такой аналитики?

— Не совсем так. Каждый год увеличивалось число стран, где энергоцены для промышленности ниже, чем в России. Важно отметить, что никто так и не смог опровергнуть наши подсчеты. Пока мы ждем полную статистику Евростата, чтобы провести анализ. Обязательно вас порадуем.

Интервью взяла Полина Смертина