— Начало ли Минэнерго проработку концепции создания третьей ценовой зоны оптового энергорынка в ДФО?
Фото: Юрий Мартьянов, Коммерсантъ
— Этот вопрос давно в повестке. На сегодняшний день в ДФО работают госкомпании, одна из них Дальневосточная генерирующая компания (ДГК, входит в «РусГидро»). Мы внимательно прорабатываем вопрос создания там ценовой зоны, рассчитаем возможности для этого. Здесь важно, чтобы была конкуренция, чтобы были разные собственники геноборудования.
— Вы рассматриваете возможность приватизации ДГК?
— Минэнерго работает в этом направлении. Окончательных решений нет. Это должно быть тщательно обосновано, подготовлено, рассмотрено на уровне правительства. Это очень сложный вопрос: в регионе много ГЭС, которые входят в состав «РусГидро»,— в этой части речь о приватизации не идет. Нужно считать, получим ли мы эффект от этой конкуренции, но в этом направлении нужно двигаться. Речь идет о Хабаровском крае, Приморье, Еврейской АО, Амурской области, частично Якутии.
— В ДФО по программе модернизации будут конкурсы или целевое финансирование энергостроек?
— В ДФО и неценовых зонах зарезервирован объем в 152 млрд руб. для модернизации и реконструкции ТЭС. Мы предполагаем, что это до 1,3 ГВт, оплата по которым будет проходить посредством внедрения специальной инвестиционной надбавки (к ценам оптового энергорынка.— “Ъ”). Объекты будут отбираться правительственной комиссией по электроэнергетике исходя из целесообразности строительства или модернизации. В проработке пять электростанций. Будем давать свои предложения.
— А сетевая ДРСК останется у «РусГидро» или может быть выведена в «Россети»?
— Такие предложения есть, по ним тоже решения не приняты, идет дискуссия. Есть разные позиции, «РусГидро», естественно, считает, что активы должны остаться у них. «Россети» выступают за то, чтобы распредкомплекс выступал в качестве их дочерней структуры, как МРСК, а линии высокого напряжения были переданы в ФСК.
— 4 сентября у премьера было совещание по развитию электросетей. Какие решения уже окончательные?
— В отрасли существуют проблемы, сдерживающие ее развитие. В этой связи у председателя правительства обсуждались четыре ключевые темы: льготы за технологическое присоединение к сетям (ТП) и необходимость их корректировки в среднесрочной перспективе, перекрестное субсидирование, плата за резерв сетевой мощности и долгосрочное тарифное регулирование. По всем вопросам приняты решения, направленные на улучшение ситуации. По льготному ТП тариф будет стремиться к экономически обоснованному, но появится право субъекта РФ определять и давать льготы по этому тарифу потребителям с финансированием за счет собственных средств.
По долгосрочному тарифному регулированию было принято решение определить период регулирования от пяти до десяти лет с индексацией тарифа на передачу энергии на уровне «инфляция минус 0,1%». ФАС и Минэнерго поручено также провести работу по выработке эталонных тарифов в регионах для территориально-сетевых организаций (ТСО). Эта работа должна быть проведена в ближайшие месяцы с тем, чтобы в период нового регулирования — с 1 июля 2019 года — эталоны были введены вместе с долгосрочным регулированием.
— Долгосрочные тарифы и на Дальний Восток будут распространяться?
— Безусловно, это касается и ценовых зон, и Дальнего Востока, и изолированных энергосистем. Эталонная составляющая очень важна, потому что на сегодняшний день есть серьезный перекос при определении тарифов на уровне региональных энергетических комиссий для ТСО. Мы видим, что эти тарифы отличаются в разы. И их, конечно, нужно приводить в соответствие, а потом уже от этой уточненной базы индексировать на долгосрочный период. Долгосрочный тариф даст возможность как ТСО, так и «Россетям» планировать свою инвестиционную деятельность и оптимизировать расходы, исходя из того, что они не станут в будущем вырезаться при тарифном регулировании, как это происходит сейчас.
Что касается оплаты за резерв сетевой мощности, сегодня законодательство построено таким образом, что любая заявка потребителя на ТП должна в полном объеме выполняться сетевой компанией. То есть электросети обязаны построить подстанцию или ЛЭП в зависимости от заявки. При этом потребитель не несет никакой ответственности, если впоследствии он не построил заявленный объем мощности. За последние пять лет заявки потребителей составили 76 ГВт, выполнены работы были на 74 ГВт, а фактическое присоединение составило порядка 7 ГВт — то есть используется около 10% от заявленной мощности. Сетевая компания все равно обязана их содержать, и это оплачивается, по сути, за счет других потребителей.
Для потребителей, которые не платят за заявленную мощность, предусматривается шестилетний переходный период: равномерно по 10% ежегодно будет увеличиваться плата за резерв. Если фактическое потребление составляет менее 60% от заявленной мощности, появится возможность отказаться от нее, чтобы этот объем сетевая компания могла перераспределить и не строить новые мощности. Для новых потребителей с 1 января 2020 года предлагается сразу вводить оплату по фактически присоединяемой мощности.
— Каковы гарантии, что эти лишние мощности будут востребованы? Есть много локальных точек спроса на ТП, туда подключить новых потребителей сложно.
— Естественно, ситуация по стране неравномерная. Где-то практически не осталось резервов, а где-то они существуют уже много лет, и фактически потребитель от них не отказывается. Здесь нужно смотреть по каждому региону. Много примеров, когда построили подстанцию для каких-то потребителей, а она загружена на 10–15%. Даже в Центральной России много таких свободных мощностей. Зачем строить еще одну подстанцию, если можно эти мощности перераспределять? Не хотите перераспределять — платите. Деньги, которые будут за эту плату использованы, пойдут на снижение нагрузки других потребителей, то есть на снижение тарифа. По моему мнению, это объективно. Это повысит ответственность, бизнес будет подавать свои заявки, качественнее формируя прогноз потребления своих мощностей.
— По дифференциации тарифа ФСК решения приняты?
— Речь идет о перекрестном субсидировании, когда промышленные предприятия, по сути, больше платят за электроэнергию, снижая тариф для населения. В 2012 году общий объем «перекрестки» составлял 212 млрд руб., на сегодня он вырос до 313 млрд руб., хотя было предусмотрено сокращение этого объема до 50 млрд руб. к 2020 году. Это является следствием того, что тариф для населения не растет выше инфляции. С одной стороны, это дает социальные гарантии населению, с другой — потребитель платит более высокий тариф, что снижает его конкурентоспособность.
После того как крупные потребители ушли на тариф ФСК, фактически с «последней мили» (ранее они вынуждены были платить и тариф распредсетей.— “Ъ”), «перекрестка» распределяется между потребителями низкого и среднего напряжения, то есть между промышленными предприятиями, подключенными к распредсетевому комплексу,— это малый и средний бизнес. Для потребителей, присоединенных к сетям ФСК, тариф в четыре раза ниже, при этом они не платят за перекрестное субсидирование. В соответствии с утвержденной стратегией развития электросетевого комплекса необходимо частично перераспределить «перекрестку» в том числе на прямых потребителей магистральных сетей ФСК.
Если государство не создает условий по снижению перекрестного субсидирования, то за него должны платить все потребители. Естественно, одномоментное поднятие тарифа станет слишком обременительным, поэтому сейчас на уровне правительства рассматривается вопрос о постепенном распределении этой «перекрестки».
— Когда начнет повышаться тариф?
— Предполагается, что с нового периода тарифного регулирования — с 1 июля 2019 года.
— На какую величину вырастет нагрузка на прямых потребителей ФСК?
— Из общего объема перекрестного финансирования в 313 млрд руб. на потребителей ФСК перераспределится до 38 млрд руб. в течение семи лет. Также продолжится политика, связанная с выравниванием тарифов ФСК для высокого напряжения. Это нужно для того, чтобы у крупных потребителей не было мотивации переходить на сети ФСК.
— Дифференциация тарифа ФСК, по сути, возвращает рынок к схеме, схожей с «последней милей». Предполагалось, что со временем дисбалансы в финансировании распредсетей устранят, почему этого не произошло?
— Когда принималось решение о ликвидации механизма «последней мили», планировалось, что будет расти полезный отпуск энергии, который остается на распредкомплексе. Фактически же отпуск уменьшился из-за снижения темпов роста экономики по сравнению с прогнозом. Когда снижается полезный отпуск, тариф распределяется на меньшее количество потребляемой энергии, и она становится более дорогой. Из-за таких макроизменений не удалось ликвидировать «перекрестку» и достичь эффекта от ухода с «последней мили». Также и регионы должны были увеличивать тарифы более высокими темпами, чего не происходило. Сетевой комплекс в принципе свои обязательства исполнил, снизив издержки на 30% за этот период.
— Крупные потребители говорят, что вырастет нагрузка на бизнес и они, вероятно, будут отключаться от единой энергосети (ЕНЭС). Вы не опасаетесь снижения числа платежеспособных потребителей?
— Безусловно, такой фактор есть. Мы видим, что при повышении стоимости электроэнергии возникает критическая точка, когда потребители начинают принимать решение о выходе из ЕНЭС, строить свою распределенную генерацию. Мы работаем над снижением сбытовых надбавок и издержек, в том числе и в сетевом комплексе, повышением рыночности и снижением стоимости электроэнергии на опте. Сегодня цена электроэнергии у нас одна из самых низких в мире. Средний тариф у нас около 4,6 руб. за 1 кВт•ч с НДС, в Европе и других странах гораздо выше.
— Чем объяснить быстрое принятие решений по электросетям, хотя ранее идеи обсуждали годами? Повлияла смена профильного вице-премьера или другие факторы?
— О них действительно говорили давно, ситуация уже сложилась критическая. Две трети инвестзатрат в сетевом комплексе идут на льготное ТП, а не на восстановление основных фондов. Сейчас ситуация назрела, требовалось перераспределение источников внутри тарифа без повышения конечной стоимости. Кстати, по льготному ТП из тех заявок, которые подавались и под которые строились мощности, по факту подключалось не более 18% потребителей. У нас 1,7 млн опор ЛЭП, на которые запрещен доступ из-за их ветхости. Эти факторы стали основанием для того, чтобы в конце концов привести в порядок регулирование отрасли. Все на рынке прекрасно понимают, что внутренние резервы электросетевого комплекса близки к исчерпанию.
— Планируется ли пересматривать дивидендную политику «Россетей»? Глава компании Павел Ливинский не раз говорил о том, что нет базы для выплат акционерам.
— Когда мы говорим о дивидендах регулируемых организаций, основная проблема — источник выплат. Регуляторы, когда дают тариф, не учитывают, что компания должна платить дивиденды. Фактически прибыль компании рассчитана как раз на реализацию инвестпрограммы. По бухучету она показывается, и от нее по сегодняшним требованиям должны платиться дивиденды. Требуется пересмотр подходов: либо включение в тариф дивидендов, либо выплата дивидендов как разницы между плановыми расходами и фактическими, здесь речь идет об оптимизации издержек. Мы с такими идеями выходим, планируется это обсуждать в правительстве с Минэкономики, ФАС и Минфином.
— Ожидаются ли еще выплаты дивидендов «Россетей» в этом году?
— Это зависит от возможностей компании, от того, есть у них источник для выплат или нет, от экономии издержек, от экономии инвестиционных расходов. В целом, безусловно, дивиденды должны платиться, поскольку компания является публичной и от этого зависит стоимость акций. Должна быть четкая и понятная для владельца и акционера дивидендная политика. К сожалению, на сегодняшний день этого нет.
— Как сейчас протекает переговорный процесс по вхождению «Ростеха» в уставный капитал «Россетей»?
— На сегодняшний день в этом плане никаких действий не происходит. «Ростех» поставляет оборудование для «Россетей» на конкурсных условиях. Это обычные гражданско-правовые коммерческие отношения.
— Не планируется ли проводить допэмиссию «Россетей» вне контекста вхождения «Ростеха»?
— В настоящее время никаких решений по этому поводу не принято.
— Предложения были?
— В принципе этот вопрос может быть рассмотрен для привлечения инвестиций в отрасль. Но предложений пока не было.
— А насколько может снизиться доля государства?
— Это требует обсуждения.
— Президент требовал при программе модернизации учитывать интересы АЭС и возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Они получат финансирование?
— Программа модернизации учитывает интересы всех производителей, но процедуры отборов проектов модернизации проработаны для ТЭС. Параметры программы предложены исходя из нашего консервативного прогноза по росту электропотребления и инфляции. Мы отдельно закладываем допфинансирование замещения (старых.— “Ъ”) АЭС, меры поддержки развития ВИЭ с учетом роста их конкурентоспособности. Кроме того, мы предлагаем двигаться в сторону либерализации базового механизма отбора мощности. Будем поэтапно, с учетом ограничения по цене, индексировать ценовые коридоры, повышать конкуренцию. Мы рассчитываем в рамках этой меры привлечь до 588 млрд руб., которые могут быть направлены на легкую модернизацию и использованы всеми производителями, в первую очередь ГЭС и АЭС.
— «Росэнергоатом» ранее соглашался на перенос вводов Нововоронежской АЭС-2 и Ленинградской АЭС-2. Это в целом снижает базу для расчета средств по модернизации. Какое решение было принято?
— Мы свои оценки давали, сдвиг сроков позитивно отразится на ценах в первой ценовой зоне оптового энергорынка. Окончательное решение должен принимать наблюдательный совет «Совета рынка» (регулятор энергорынков.— “Ъ”).
— Принято ли решение о продлении поддержки ВИЭ после 2024 года?
— Не принято. Но в целом мы думаем, что ее нужно продлевать, и сейчас обсуждаем параметры по объему мощности и периоду поддержки. Это может быть поддержка в виде субсидирования процентной ставки по кредитам.
— Раньше у Минэнерго была более критическая позиция.
— Мы всегда говорили, что на начальном этапе ВИЭ необходимо поддерживать. Смотрите, их конкурентоспособность в сравнении с другими видами генерации будет повышаться, стоимость снижаться. Поэтому в принципе и нагрузка на рынок должна снижаться, в перспективе сойти к нулю. ВИЭ смогут участвовать в конкурсах наряду с другой генерацией.
— Когда планируется начать выстраивать розничный энергорынок? Минэнерго много раз заявляло о таких намерениях, но до конкретных шагов не доходило.
— У нас подготовлена концепция дальнейшего развития розничного рынка. Она включает в том числе доступ потребителей к информации о поставщиках электроэнергии, возможных вариантах покупки, выбор энергосбытовой компании — то есть конкуренцию между сбытовыми компаниями, возможность заключения прямых договоров или выхода на покупку электроэнергии напрямую. Думаю, что в ближайшее время мы вернемся к этим предложениям с учетом формирования новой правкомиссии по электроэнергетике.
— Будет ли развитие в секторе сбыт-банкинга — агрегаторов, которые собирали бы заявки и покупали на опте необходимые объемы?
— Предложения по развитию агрегаторов Минэнерго предлагает рассматривать в рамках функционирования двух механизмов. Это развитие конкуренции на розничных рынках и разработка «дорожной карты» по совершенствованию законодательства и устранению административных барьеров в рамках НТИ «Энерджинет». Этот планом предполагает запуск пилотных проектов по созданию и функционированию агрегаторов. Они за счет сформированного пула потребителей розничного рынка участвуют на оптовом рынке в управлении спросом, снижая объем потребления энергии.