«Нам лучше быть с электроэнергией, пусть несколько более дорогой»

Потребление электроэнергии в России по итогам 2024 года выросло на 3,1%, в том числе со стороны промышленности, а в некоторых регионах показатель обновил исторические максимумы. Об узких местах энергосистемы, жизнеспособности Генсхемы до 2042 года, сетевых инициативах и пользе майнеров “Ъ” рассказал председатель набсовета «Сообщества потребителей энергии» Владимир Тупикин.

— Каков ваш прогноз по потреблению на 2025 год?

— Исходя из данных, которыми поделились наши участники, серьезных изменений в производственных программах и инвестиционных проектах не происходит. Поэтому заметного роста мы не ожидаем, потребление промышленности будет примерно таким же, как в 2024 году.

— Как потребители в целом прошли через летний высокий спрос и аварии в энергосистеме? Были ли проблемы?

— Да, проблемы были. Энергосистема, к сожалению, оказалась не готова к такому «идеальному шторму», когда в течение нескольких недель температура держалась выше обычного уровня, большое количество объектов было в ремонте и отключился блок атомной станции. Системному оператору (СО, диспетчер энергосистемы) пришлось восстанавливать баланс за счет промышленности, которая была вынуждена отключаться по графику аварийных отключений. Если бы часть промышленных мощностей не была в ремонте, объем отключений был бы больше.

Но блэкаут на юге выявил более фундаментальную проблему — неспособность существующей модели рынка обеспечивать текущую и перспективную надежность энергоснабжения.

Пик нагрузок и рост цен на юге в летние месяцы уже давно не новость. Но сигналов к тому, чтобы строить генерацию и сети, надлежащим образом ремонтировать оборудование и снижать аварийность, текущий формат энергорынка не дает. Может быть, потому, что так энергетикам удается больше зарабатывать? Например, обнаружилось, что помимо роста цен энергетики дополнительно получали до 500 млн руб. в день только на том, что плановое потребление отключенных потребителей, за счет которых балансировалась энергосистема, продолжает учитываться в ценообразовании.

Получается, что вместо системы, которая, как задумывалось, должна сама себя оптимизировать, мы все чаще видим систему, которая сама себя искусственно перегружает.

— За прошедший год стало очевидно, что резервы мощности, созданные в первую волну заключения договоров о предоставлении мощности (ДПМ), исчерпаны. Нужна ли, по вашей оценке, рынку новая долгосрочная инвестиционная модель? Как она может выглядеть? Готовы ли вы платить больше?

— У нас установленная мощность энергосистемы — 263 ГВт, а пик мощности — 168–170 ГВт. То есть в среднем по стране у нас резерв составляет 95 ГВт, или 36%. В ОЭС Центра, Средней Волги и Урала — везде вполне приличные резервы, даже в ОЭС Сибири. Резервы точно не исчерпаны. Там, где необходимо, у нас работают локальные механизмы отбора, вынужденная генерация и другие страховочные поддерживающие механизмы.

Что касается новой инвестиционной модели, то мы не предлагаем пересматривать модель функционирования рынка, хотя понимаем, что нужна донастройка. Генераторы по-прежнему конкурируют не за потребителя, не за загрузку, демонстрируя высокое качество и надежность, а за распределение новых строек и денежного потока по нерыночным механизмам. Система отношений должна быть эффективной, саморегулирующейся и самооптимизирующейся, а не обвешанной, с одной стороны, избыточными расходами, с другой — неразумными запретами, которые не позволяют этих расходов избежать.

Поэтому, прежде чем говорить о новой модели инвестиций, надо правильно отфиксировать недостатки старой.

Наш министр энергетики говорит, что в будущее нужно брать только огонь, а пепел оставлять истории. Мы очень солидарны с ним в этом призыве. Давайте перестанем тащить в будущее пепел от ошибок. Платить больше, скорее, нет, не готовы. Мы видим, что основная причина роста платы — тратим не туда и не так, делаем не то, что нужно.

— Жизнеспособна ли, на ваш взгляд, утвержденная Генсхема до 2042 года? На рынке сейчас наблюдается явный дефицит средств и оборудования для ее реализации.

— Жизнеспособность зависит от подхода. В ближайшие 15 лет необходимо обновить примерно треть генерации, и дополнительных средств только на строительство требуется тоже немало, около 40 трлн руб. Понимаем, что эти триллионы рублей вместе с доходностью, с банковским процентом и с инфляцией превратятся в еще большую сумму. Но ее можно заметно уменьшить, если принимать умные решения и внедрять более эффективные, чем ДПМ, инвестиционные механизмы.

Такими механизмами могут быть прямые инвестиционные договоры, в которых потребители-инвесторы вкладывают свои средства не безлично «в рынок», а непосредственно в необходимый им объект. Сейчас они выглядят недостаточно убедительно в терминах экономики ТЭС, но нарабатывать практику при строительстве возобновляемых источников энергии, например на Дальнем Востоке, точно уже можно. По сути, это аналог зарубежных PPA (Power Purchase Agreement), контрактов на поставку мощности, которые встроены в систему оптового рынка.

Также можно ввести для поставщиков, строящих генерацию, контракты на разницу цен. Если цена рынка выходит меньше цены контракта, то происходит доплата со стороны государства, а превышение цен обращается в доходы государства.

Часть генерации вообще можно строить не за общий счет, а снять ограничения для предприятий, которые хотят построить себе энергетические мощности без обременения непричастных. Промышленность может построить для себя до 15–17 ГВт мощностей, решая при этом задачи по повышению собственной эффективности. Очевидно, в этой стройке не будет высокой доходности и для нее не нужны требования по локализации. Это может помочь сэкономить стране порядка 12–15 трлн руб., которые не лягут в дальнейшем в цену, и насытить рынок новыми мощностями. Для этого нужно расширить возможности строительства розничной генерации с текущих 25 МВт до… я бы здесь не ограничивал предел, потому что задача перед нами стоит слишком сложная.

Помощь государства может быть сродни той поддержке, которую оно предоставляет промышленности в виде обратных акцизов, субсидий, грантов, налоговых льгот, кредитов по пониженным ставкам. Возможно, это софинансирование нового строительства. Мы же понимаем, что развитие энергетики — это мощный стимул для развития территорий: преобразуются города, в которых развивается промышленность. А промышленность развивается там, где есть энергетика.

Еще мы предлагаем рассмотреть принципиально новый для энергетики, но отшлифованный в девелопменте формат финансирования нового строительства.

Как у нас работает история с ДПМ? Выигрывается конкурс, или в отдельных случаях правительство назначает ответственного, который строит объект генерации, берет деньги взаймы, сверху получает базовую 14-процентную надбавку с корректировкой на доходность ОФЗ, делает схему выдачи мощности, в итоге это обрастает 60-процентным обвесом расходов, которые напрямую не связаны со стройкой.

Наше предложение: а давайте организуем финансирование по механизму эскроу-счета. Потребители пополняют эскроу-счет, а строитель получает деньги поэтапно — сначала на разработку проектной, рабочей документации, потом на нулевой этап строительства, заказ оборудования тоже может идти этапами, и, собственно, инвестор получает эти средства уже в формате проектного финансирования под 4–9%. Какие-то деньги можно авансировать сразу, но очень важно, что суммарная стоимость денег и проекта окажется намного меньше, чем при механизме ДПМ. Это новый механизм для рынка энергетики, но он широко используется в капитальном строительстве. ДПМ удобен генераторам и банкам, но стоит подумать, как можно решить задачу менее затратно и более эффективно. Мы, по крайней мере, как ассоциация промышленных потребителей в этом заинтересованы и будем над этим работать.

— Все-таки является ли текущий уровень цен реальным препятствием для развития экономической деятельности?

— Основным препятствием является непредсказуемость, а не уровень цены. Нам важны прогноз цены и его исполнение, чтобы мы смогли адаптироваться. Нам лучше быть с электроэнергией, пусть оправданно несколько более дорогой, чем без нее.

— Ранее вы критиковали отказ правительства от модернизации 15 проектов на фоне роста цен на оборудование. Это ведь снижает нагрузку на бизнес хотя бы частично. Или, по вашему мнению, это приведет к эрозии программы модернизации?

— Есть отказы от модернизации, когда по-другому сделать нельзя. Электроэнергетика — это высокие технологии, а мы находимся под санкционным давлением, у нас ограниченный доступ к таким технологиям. Нужно каждый кейс рассматривать объективно. Отложить — это заплатить позже и больше. Нагрузка все равно ляжет, потому что без модернизации мы не реализуем те задачи, которые перед нами стоят.

— Насколько я понимаю, сейчас многие потребители свернули проекты строительства собственной генерации. По каким причинам? Это стало невыгодным? Какие прогнозы сейчас по этому сегменту рынка? Какое оборудование потребители закупают на строительство?

— Для нас катализатором строительства собственной генерации является не только возможность покупать электроэнергию дешевле. Нам, например, нужно утилизировать попутный нефтяной газ и его продукты сгорания, решать экологические проблемы. Теоретически мы можем построить до 15–17 ГВт розничной генерации, но существуют и экономические стимулы, которые подталкивают к решению строить или не строить.

Собираемся ли строить? Эти планы, собственно, никуда не уходили. Мы с генераторами находимся в одинаковой ситуации по доступности зарубежного оборудования. Есть российское оборудование, проверенные традиционные поставщики паровых турбин.

Я отошел бы от риторики, в которой уход на собственную генерацию — это вред для рынка. Перед отраслью стоит задача большой модернизации, здесь промышленность точно может подставить плечо. Польза заключается в том числе в возможностях строительства объектов собственной генерации, которые будут дешевле для энергосистемы. Они создадут ценовые бенчмарки на оборудование, которое, вероятно, придет из дружественных стран. Мы следим за новостями и надеемся, что изменения будут только к лучшему и у нас появится больше возможностей для того, чтобы использовать импортное оборудование.

Также побуждают к строительству собственной генерации отключения и рост аварийности в энергосистеме. Есть производства, которые даже после замыканий на миллисекунды восстанавливаются по три-четыре дня, и потери от перебоев исчисляются миллиардами рублей. Если раньше потребители говорили только о цене, то сейчас речь идет еще и о надежности энергосистемы. Субъект электроэнергетики всегда продаст свой товар, а потребитель, который делает крупный инвестиционный проект, находится под большим количеством рыночных рисков, чем генератор.

— Тем не менее со стороны потребителей в последние годы не наблюдается тренд по росту энергоэффективности. С чем это связано?

— Мне кажется, что тренд на энергоэффективность в промышленности достаточно стабилен. Согласно аналитике Минэкономразвития, он устойчив ввиду того, что предприятия много лет этим занимаются. Правда, сейчас все низко висящие фрукты сорваны, существенного прорыва ждать не нужно.

Если говорить об энергоэффективности в целом, то пора фокус внимания переориентировать с промышленности на ЖКХ и электроэнергетику: по УРУТ (показатель удельного расхода условного топлива) мы находимся на уровне 1991 года.

— В прошлом году увеличилась аварийность в энергосистеме, вместе с тем регуляторы начали говорить о том, что необходимо переносить и сокращать ремонты в некоторых энергозонах, чтобы сократить дефициты. Насколько серьезно это скажется на надежности энергосистемы, по вашим оценкам? Готовы ли потребители снизить требование к надежности в обмен на снижение цены на электроэнергию?

— Мы не думаем, что снизить срок ремонта означает сделать оборудование ненадежным. Мы за то, чтобы сделать ремонты более эффективными. Энергетикам стоит подсмотреть, как делают ремонты в промышленности: они не плановые, а по состоянию, их можно сделать более интенсивными, а длину просто сократить. И нужно синхронизировать ремонты в энергетике с ремонтами газотранспортной системы, с остановками, которые проводит крупная промышленность. Есть обмены данными о проведении ремонтов, но мы иногда попадаем в ситуацию, в которой оказался юг в прошлом году, и у нас часто наблюдается рассинхронизация этих действий. Разменивать надежность на непроведение ремонтов неосмотрительно.

— «Россети» в последнее время инициировали ряд изменений, которые могут привести к росту сетевого тарифа. Как в последние годы вообще меняется доля сетевого тарифа в конечной цене и какова она сейчас?

— Рост тарифов в электросетевом комплексе идет форсированными темпами. В прогнозе социально-экономического развития на 2025 год установлен порог роста тарифов на 11,6%, он соблюден только в десяти регионах, в остальных — превышение. Например, в Астраханской области общий рост тарифа составляет более 30%.

Внедрен инструментарий для регулирования, который должен служить как временные меры поддержки, но используется для наращивания тарифов. Например, введение механизма дифференциации тарифов для населения должно было привести к уменьшению перекрестного субсидирования (доплата коммерческих потребителей за снижение тарифов населения). Но в результате мы получили его рост по всей стране в этом году на 13%, или на 40 млрд руб., ожидаем «перекрестку» порядка 340 млрд руб. Прямое согласование с ФАС по превышению предельных уровней тарифов ожидается в 23 регионах. Нужно решать вопросы через рост эффективности и сокращение издержек, а не навешивать неэффективность на промышленных потребителей.

Хотелось бы, чтобы сетевой комплекс меньше отходил от рыночных и базовых технологических принципов энергосистемы в своей политике. К примеру, отказ от расчета сетевого платежа по часам контроля системного оператора — это уход от системы, которая сама себя оптимизирует. Если мы откажемся от рыночных механизмов, то нас ждет неравномерность графика нагрузки в энергосистеме и рост пиковых нагрузок. Тогда мы получим ограничения в сечениях и локальные дефициты, которые нам предложат решать с помощью строительства новых сетей. Замкнутый круг получается.

— Минэнерго вновь вынесло на обсуждение введение механизма take-or-pay в сетевом комплексе. Насколько я понимаю, одной из преград для его введения было отсутствие вторичного рынка сетевой мощности. Но в августе 2024 года правительство приняло постановление, разрешающее потребителям перераспределять оплаченную мощность. Можно это назвать началом вторичного рынка?

— Мне кажется, это разные истории. Мы написали массу фундаментальных возражений регуляторам о том, что проект по take-or-pay нецелесообразен, потому что вводятся новые обременения поверх только что внедренных — например, оплаты инвестиционной составляющей при технологическом присоединении. Потом, как будут совмещаться две разные модели тарифного регулирования: с оплатой ТП (технологического присоединения.— “Ъ”) в тарифе на передачу или в формате take-or-pay? В мировой практике такой механизм если и применяется, то для компенсации инвестиций в инфраструктуру, по сути, растягивая во времени затраты на техприсоединение, но никак не для гарантии возмещения всех текущих операционных затрат. Уверен, что, выступая с такой инициативой, сетевой комплекс подает сигнал о своих проблемах, но здесь бы я предложил садиться и обсуждать их причины.

Рынок сетевой мощности должен начать работать, но он должен быть рынком: потребитель должен иметь реальную возможность реализовать излишки мощности, а если возможность только условная — это неправильный подход. И вторичный рынок мощности, к сожалению, не решает тех проблем, для которых предлагается take-or-pay.

— По поводу инициативы введения четвертой категории надежности, которая должна предусмотреть возможность отключения от энергоснабжения в любой момент. Есть уже понимание, какие потребители попадут в эту категорию и интересен ли вообще кому-то из них такой режим?

— В нашей ассоциации, насколько я знаю, таких нет. Наверное, будут желающие, но и условия для присоединения такого потребителя должны быть соответствующие — практически даром. Мы, наоборот, боремся за то, чтобы как минимум на производствах непрерывного цикла ни миллисекунды перерыва в электроснабжении не было.

— Является ли майнинг, на ваш взгляд, проблемой для энергетики или же проблема заключается в том, что российская электроэнергетика пока не готова к майнингу?

— У нас то профицит генерации, то дефицит потребления. С точки зрения экономики майнинг — это повышение платежеспособного спроса на услуги энергосистемы.

Майнеры могут быть еще большим добром для энергосистемы, если она им укажет профицитные регионы, где они смогут работать.

Такие решения правительством уже были приняты. Если в энергосистеме есть резервы и комплекс позволяет использовать свободные мощности, то это зеленый свет для «быстрых» потребителей: здесь работайте, а здесь — нет. Для балансировки системы они несут пользу. Мы же говорим о том, что они производят оплату, покрывают профицит. Ну и в чем вред?

Интервью взяли Татьяна Дятел и Анна Тыбинь