12.05.2022 Коммерсант
На фоне военных действий на Украине и масштабных санкций правительство РФ ввело особый режим регулирования на оптовом энергорынке. Генерирующие компании, в частности, смогут без штрафов и обращений к регулятору в лице «Совета рынка» задерживать запуск новых электростанций. Упадет ли из-за затяжного кризиса потребление электроэнергии и есть ли в таких условиях будущее у зеленой энергетики, “Ъ” рассказал глава «Совета рынка» Максим Быстров.
— В некоторых регионах уже есть признаки падения потребления электроэнергии. Какие сценарии вы видите?
— Мы наблюдаем за изменениями спроса как в целом по стране, так и в региональном масштабе. Пока апокалиптической картины мы не видим. В ряде регионов, по некоторым отраслям и компаниям есть спад, но пока не критичный. В целом с начала года потребление растет. Пока в прогнозах ориентируемся на базовый сценарий, учитывающий множество таких факторов, как цены на топливо, динамика спроса, ввод новых генерирующих объектов и так далее. Рост нерегулируемой одноставочной цены на оптовом рынке при базовых условиях ожидается на уровне чуть менее 5%.
Стресс-сценарий такой же, как и во времена пандемии: спад потребления на 10% за год. Это катастрофический показатель. При падении потребления реализуются два разнонаправленных тренда: цены на электроэнергию на рынке на сутки вперед (РСВ, основной сектор торговли электроэнергией.— “Ъ”) падают, а цены на мощность растут. По нашим предварительным оценкам, при падении спроса на 10% цены РСВ снизятся на 7,3% относительно базового варианта, а цена мощности вырастет на 10,1%. Совокупная цена оптового рынка вырастет в таком случае на 0,7%. Не так много на самом деле. Это наш модельный расчет, но по опыту пандемии он похож на правду. Впрочем, в 2020 году стресс-сценарий не стал реальностью: самый большой спад составил 5–6% на очень коротком промежутке.
— В июне пройдут выборы председателя правления «Совета рынка». У вас снова нет конкурентов?
— Каждый член партнерства вправе выдвинуть кандидата. Так получилось, что никого, кроме меня, не выдвинули.
— Вы не считаете, что в электроэнергетике начинаются кризисные времена, а значит, возникнут новые задачи?
— Я не думаю, что происходящее — кризис. Кризис — это либо резкое падение спроса, либо невозможность обеспечить существующий, даже не растущий, спрос.
Пока такого не происходит. Мы продолжим заниматься совершенствованием рынка и развитием конкуренции. Хотим максимально адаптировать под конкуренцию всю цепочку от выбора состава включенного оборудования (ВСВГО) до подачи ценовых заявок на торгах и формирования цены. Оказалось, что задача не столь простая, как могли думать некоторые потребители. Мы отменили так называемый механизм 1,5 Руст (механизм искусственного завышения в ночные часы цен на РСВ.— “Ъ”), но вместе с тем дали возможность эффективным генераторам проходить отбор ВСВГО (быть включенным), не подавая полностью нулевую ценовую заявку. То есть всегда надо искать и находить золотую середину.
— Правительство получило право сдвигать сроки запуска новых проектов в энергетике. Ваши возможности влиять на решения сокращаются. Как вы к этому относитесь?
— Мы не чувствуем ущемления наших функций. Мы на самом деле ни одного полномочия не потеряли: они все остались и в законах, и по факту. Правительство получило особые полномочия только на определенный срок. К тому же оно и раньше могло принимать решения по отсрочкам для отдельных проектов. Уже сдвигались сроки ТЭС в Крыму и по мусоросжигающим ТЭС.
— Но было сопротивление.
— Было сопротивление. Но ситуация поменялась кардинально. Центр принятия решений все равно был и будет в правительстве. Просто теперь в законе прописаны полномочия, которые правительство ранее осуществляло в некоем авральном режиме. «Совета рынка», со своей стороны, в год получает по 600 запросов от аппарата правительства, министерств и ведомств. Просят дать экспертную оценку, прогноз спроса и цены, написать мнение по законопроекту и проекту постановления. Мы участвуем во всех министерских совещаниях, включены в процесс. Порядка 70% наших рекомендаций и замечаний принимаются.
— Генкомпании предупредили, что запуск более 20 проектов модернизации старых ТЭС может задержаться, предложили увеличить CAPEX. Вы считаете это обоснованным?
— Опыт пандемии показал, что не надо торопиться. С одной стороны, я понимаю генераторов, ведь цены выросли. Многие комплектующие зависли, потому что энергетика, как любая высокотехнологичная отрасль, сильно завязана на логистику и поставки из других стран. Но надо подождать, разобраться и принять взвешенное решение.
— Декларировалось, что проекты будут строить только на российском оборудовании по постановлению №719. Получается, что это не так?
— Постановление в некоторых случаях допускает использование доли нероссийского оборудования. С ней, видимо, и возникли проблемы. Но это скорее вопрос к Минпромторгу, который является автором упомянутого постановления.
— Как вы относитесь к предложению реже включать парогазовые установки (ПГУ) на иностранных турбинах?
— В целом относимся с пониманием. Объективно проблемы есть, рано или поздно ситуация выправится, пока нужно сэкономить их ресурс. Но здесь есть нюанс. В первую очередь «беречь» нужно оборудование ПГУ — это эффективная генерация, которая поставляет дешевую электроэнергию. В качестве замены ПГУ придется включать более дорогие блоки, это может отразиться на цене РСВ. Но тогда несправедливо оплачивать в полной мере мощность ПГУ, которую мы неким искусственным образом будем использовать по минимуму. Наша старая идея — меньше платить за мощность менее востребованным, больше платить более востребованным. Возможно, на первом этапе в случае искусственного «придерживания» некоторых объектов стоит рассматривать только снижение оплаты мощности.
— Придется вносить поправки в договоры поставки мощности (ДПМ, гарантирует возврат инвестиций через повышенные платежи за мощность.— “Ъ”) для новых блоков?
— Мы найдем способ. Не надо забывать, что многие блоки, построенные по ДПМ, уже перешли в конкурентный отбор мощности (КОМ). Мы в целом говорим о введении дифференцированной оплаты мощности для всех станций в зависимости от их востребованности.
— Когда можем ожидать запуска новых правил?
— Реализация идеи со снижением оплаты мощности для блоков ПГУ, думаю, дело ближайшего времени. Общие же нормы по дифференциации платежа в зависимости от востребованности должны быть реализованы в рамках совершенствования процедуры КОМ к ближайшему отбору.
— Использование иностранного оборудования в программе ДПМ было ошибкой?
— Решение по первым ДПМ принималось на горизонте 2008–2010 годов, когда собственное оборудование было неэффективным, а турбин большой мощности российского производства просто не было. Если посмотреть из 2022 года в 2008 год, многие решения выглядят ошибочными. Но тогда все было сделано правильно.
— Стоит ли продолжать программу строительства ПГУ на инновационных российских турбинах (отобраны пять проектов с запуском в 2027–2028 годах)?
— Если абстрагироваться от мелочей, экономических сложностей — конечно, надо. Как раз сейчас стало понятно, что решение о запуске этой программы было верным. Решение было тяжелое. Наверняка реализация проектов будет сопряжена с большими временными задержками и затратами. Программа требует сложной настройки, в которой ключевую роль будет играть Минпромторг. Возможно, придется уточнять параметры проектов.
— Что происходит с конкурсом по строительству генерации для Бодайбинского района?
— Насколько я знаю, пока все-таки пытаются понять, как повлияет на проект санкционный шторм. В том числе с точки зрения расширения участков БАМа и Транссиба: Запад отказался покупать наш уголь, и актуальность восточного маршрута будет расти. Но конкурс в Бодайбо был ориентирован также на золотодобытчиков, газовиков, нефтяников и так далее. Важно, как происходящее отразится на этих отраслях.
— Поменяться могут объем мощности и сроки ввода?
— Да, это возможно. Но не думаю, что параметры сильно изменятся. Вероятно, вновь можно будет выставить на конкурс проект ГЭС. Основная сложность — найти инвестора, который возьмется строить за разумные деньги. Сейчас все факторы — неопределенные. В Бодайбо нет требований по локализации, возможно, инвесторы и взяли бы импортное оборудование, если бы не складывающаяся ситуация. Но станция — это же еще и металл, бетон, цемент, трансформаторы и так далее. Сколько это все будет стоить? Где брать трудовые ресурсы? Нет ни одного фактора, который можно было бы зафиксировать. Выход — либо не идти на конкурс, либо рисовать цену мощности, которую никто не поймет.
— Есть ли в нынешних условиях будущее у зеленой повестки в России?
— Конечно, есть. Потребители, которые анонсировали интерес к зеленой повестке, не отказываются от этого направления. Крупные ресурсные компании понимают, что сложившаяся ситуация — временная. Переход к низкоуглеродной экономике — это не конъюнктурное решение, а стратегическая цель. Безусловно, сейчас могут быть скорректированы краткосрочные задачи, но временные сложности не должны влиять на глобальные цели.
— Но Минэнерго рассматривает перевод ТЭС на мазут. Как это можно встроить в зеленую повестку?
— Пока это лишь предложение. Жечь мазут на станциях — вынужденное временное решение конкретной проблемы, которое, может, и противоречит долгосрочным целям, но не отменяет их. Подобные временные решения возникают не только в энергетике. Мы на сайте АТС (Администратор торговой системы, структура «Совета рынка».— “Ъ”) публикуем углеродный след российской электроэнергетики на каждый день. Допустим, проблемы с продажей мазута затянутся, начнем его использовать на ТЭС, что увеличит углеродный след. А значит, чтобы его снизить, нужно будет внедрять более чистые технологии использования ископаемого топлива и увеличивать долю безуглеродной генерации.
— Вы полагаете, что программу поддержки ВИЭ нужно продолжать? Потребители предлагали отменить все последующие отборы.
— Полностью закрывать программу неправильно, но отборы нужно переносить еще на год-полтора. Иначе мы проведем отбор, а потом будем кирпичом сдвигать эти проекты вправо, увеличивать CAPEX и так далее. Смысла нет. Давайте дождемся стабилизации.
— Международная система зеленых сертификатов I-REC ушла из России. Ускорится ли запуск отечественной системы?
—I-REC — всего лишь частная зарубежная компания, которая может делать все, что хочет. Но то, что она ушла так быстро, удивило многих участников рынка. Многие говорили, что в России не нужна собственная национальная система сертификации, потому что I-REC вполне достаточно. Жизнь показала, что это не так. Причем законопроект о низкоуглеродных сертификатах, разработанный Минэнерго совместно с нами, давал возможность I-REC работать в РФ. Они даже могут вернуться, если захотят. Мы же продолжаем работу над национальной системой, ждем принятия законопроекта в ближайшее время.
— Будет ли спрос на сертификаты в текущей ситуации?
— Спрос уже есть. Наверное, он будет колебаться. Но мы же смотрим в будущее, а оно говорит, что спрос будет.
— Энергосбыты предлагали запретить потребителям выходить на оптовый рынок. Нужны такие ограничения?
— Опасения гарантирующих поставщиков в связи с потенциальными негативными последствиями от выхода крупных платежеспособных потребителей на оптовый рынок понятны, но каких-либо критических предпосылок мы не видим. Да и нельзя это запретить. Между тем у вопроса есть и вторая сторона. Есть вероятность, что потребители, прежде ушедшие с рынка в пользу собственной генерации, начнут возвращаться. Промышленность строила собственную генерацию, в том числе на западном оборудовании. Если начнутся проблемы, они вернутся на рынок. Мы сейчас пытаемся понять, какой примерно объем дополнительного спроса может появиться.
— Потребители просили правительство в том числе сдержать цены и перенести инвестпрограммы. Вы считаете это разумным?
— В условиях санкционного шторма начинается структурная перестройка экономики. Она перестает быть глобальной, открываются новые возможности для локализации производства многого, что завозилось извне. Процесс сначала будет сопровождаться спадом, а потом ростом потребления электроэнергии.
Останавливать все длинные инвестпрограммы в энергетике сиюминутным решением, продиктованным сиюминутными интересами потребителей,— недальновидная политика.
Через три года те же самые потребители спросят: «А где мощность?»
— В начале года во второй ценовой зоне (Сибирь) происходил всплеск цены РСВ. С чем это было связано?
— В феврале в Сибири случился исторический максимум цены, что нас сильно обеспокоило. Рост был чуть ли не на 27%, а в марте — на 19%. Но выраженных аномалий не происходило — на цену влияли общеизвестные факторы. В Сибири снизилась загрузка ГЭС, а возросший спрос покрывала более дорогая выработка ТЭЦ. Плюс, по сообщениям участников, выросла цена на уголь, а во второй зоне высока доля именно такой генерации. Все ключевые факторы — в рост цены, ни одного — в падение. Был разговор с ФАС, мы оперативно передали службе расчеты. В ФАС понимают, что на цену могла повлиять и стоимость угля, поэтому она также обратилась в Сибирскую генерирующую компанию (СГК).
Надо отметить, что во второй ценовой зоне есть крупный покупатель, который выступает и поставщиком, и потребителем электроэнергии (En+.— “Ъ”). У них такая стратегия: то снижают плановое потребление на торгах и частично докупают электроэнергию на балансирующем рынке, то переводят спрос в ценопринимание. Мне кажется, все зависит от того, в каком сегменте зарабатываются деньги: либо в производстве, либо в потреблении электроэнергии. Нормальная история, потому что это рынок.
— С прошлого года обсуждались возможные изменения в процедуре КОМ, в том числе введение оплаты в зависимости от коэффициента использования установленной мощности, добавление управления потреблением и так далее. Работа продолжается?
— Мы ее не бросаем. Есть революционные предложения от «Системного оператора», поддержанные Минэнерго, о переходе на вероятностный метод определения необходимого резерва мощности. Резерв — это деньги, которые собираются с потребителей. Если вероятность наступления случая востребованности резерва низкая, может быть, и не надо брать за это деньги? Подход сильно повлияет на спрос и, соответственно, на цену КОМ, снизится резерв в Сибири.
— Как идет создание рынка на Дальнем Востоке?
— Формируется рабочая группа для проработки вопроса. Мы уже придумали концепцию. На первом этапе хотим максимально приблизить неценовые зоны к ценовым по организации рыночных процессов и регулированию. В частности, внедрить механизмы РСВ, КОМ и ВСВГО. Для снижения «шоковых» последствий предлагаем двигаться по апробированному в ценовых зонах пути — ввести стопроцентную продажу мощности по регулируемым договорам (РД). У нас и сейчас в ценовых зонах есть регионы, которые покупают РД в стопроцентном объеме (например, республики СКФО). По мере развития конкуренции в этих неценовых зонах постепенно снижать долю РД. Обсуждаемая развилка — стоит ли неценовую зону Дальнего Востока по мере снятия сетевых ограничений между Объединенной энергосистемой (ОЭС) Сибири и ОЭС Востока присоединить к ценовой зоне Сибири. Или же другой вариант — сделать на Дальнем Востоке третью ценовую зону.