Журнал «Вести в электроэнергетике» №5 (139) 2025.
Когда никто ни за что не отвечает
— Валерий Валерьевич, в какой точке развития находится сегодня отечественная электроэнергетика? Как она справляется с наследием реформы 1998–2008 годов? Учитывается всё это при долгосрочном планировании развития отрасли?
— В настоящее время отрасль находится в преддверии больших изменений, подходить к которым нужно очень продуманно и не спеша. Предыдущая реформа была неудачной, — это признано всеми. Безусловно, она имела свои плюсы: были выстроены корпоративные структуры с соответствующим качеством управления, формально повышена эффективность компаний, если смотреть относительно затрат.
Но в целом была выстроена такая оргструктура, где все вроде бы как причастны к развитию отрасли — и Совет рынка, и компании, и регионы, и Минэнерго, и правительство страны, — а ответственность за результаты никто не несёт. У меня вопрос: как получилось, что у нас до 2022–2023 годов заявлялось об избытке мощностей (в 2023 году на отраслевом форуме Российская энергетическая неделя представители отрасли хвастались «мы вводим мощностей больше, чем при СССР»), а уже в 2024 году было объявлено о дефиците их на юге и востоке страны? Но дефицит мощностей не складывается за один год. Значит, чего-то не увидели, не просчитали! И в таких условиях принимались и принимаются важнейшие решения, в том числе по стратегическому развитию. Сегодня отрасль вновь оказалась в одной из точек принятия поворотных решений, при этом вопрос «размытой ответственности», доставшийся нам от периода «чубайсовских» реформ, сохраняется. Хотя именно этот фактор, недооценённый в своё время реформаторами и властью, привёл к формированию тех серьёзных проблем, с которыми мы сталкиваемся сегодня.
Во-первых. Модель рынка электроэнергии, которая в начале нулевых была выбрана в стране, оказалась неверной, так как не была ориентирована на повышение эффективности его работы. Здесь я сошлюсь на мнение известного энергетика, бывшего замминистра энергетики России Виктора Кудрявого, который указывал реформаторам на отсутствие механизмов повышения эффективности в запускаемой модели и предлагал более оптимальные варианты. К сожалению, к нему не прислушались.
Во-вторых. Если говорить об энергетическом оборудовании, то тут мы тоже пошли по более простому, но более рискованному пути, что спустя десятилетия, с введением антироссийских санкций обернулось для отечественной отрасли большими проблемами. У нас был собственный рынок оборудования, который мы могли освоить самостоятельно. И 20 лет на это вполне хватило бы. Однако крупные энергетические компании решили, что газовые турбины лучше не создавать в России, а закупать за рубежом или же производить у себя, но в кооперации с западными компаниями. Как показала практика, оба варианта оказались стратегически неверными.
В-третьих. Негативной, на мой взгляд, является и история с введением механизма «Договор поставки мощности» (ДПМ). ДПМ — это не что иное, как вменённые платежи потребителям за строительство или модернизацию объектов энергетики. Благодаря ДПМ частные владельцы генерирующих компаний, привлекая средства в энергетические проекты, не рискуют этими инвестициями, они гарантированно получают полный их возврат с прибылью. Неслучайно все циклы ДПМов — ДПМ и КОММод, а также ДПМ ВИЭ — оказались такими выгодными для генераторов: вся экономика страны рискует инвестициями, а частник в энергетике — нет. Да ещё и хочет доходность на такие инвестиции. Стимула делать что-то эффективно или увеличивать долю на рынке, вытесняя менее эффективные старые мощности, это не создаёт (если воспользоваться либеральными клише). За почти 20 лет действия механизма ДПМ энергетики приучились не инвестировать вообще почти ничего без гарантийных платежей. Такую схему надо менять.
Вот эти три вышеперечисленные основные проблемы плюс отсутствие стратегического управления необходимо учитывать при долгосрочном и средне- срочном планировании. Конечно, учтено далеко не всё.
— Вызывает ли состояние отрасли у вас опасения?
— Состояние отрасли опасений не вызывает; проблемы с дефицитом и срочностью масштабного строительства, о которых много говорится публично, на мой взгляд, явно преувеличены. Однако всё это отражается в документах долгосрочного планирования. И такой подход появился не сейчас: в 2007–2008 году в Генсхеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года были сформированы завышенные прогнозы — по базовому варианту закладывался рост электропотребления на 4 % в год.
Немного цифр для понимания. Точкой отсчёта в Генсхеме-2020 был 2006 год с потреблением на уровне 980 млрд кВт·ч. В базовом варианте ежегодный прирост должен был составить 4 % — до 1700 млрд кВт·ч в 2020 году. В максимальном — прирост аж по 5,2 % в год с выходом на 2000 млрд кВт·ч в 2020 году. Для сравнения, в 2024 году потребление составило 1192 млрд кВт·ч, а средний темп прироста с 2006 года — около 1 %. Никто ответственности ни за неправильные прогнозы, ни за неправильное развитие отрасли не понёс.
С тех пор прошло почти двадцать лет, и абсолютно такой же кейс повторился в 2024 году, когда в основу долгосрочного планирования был заложен рост электропотребления на уровне 3 % в год (хотя уже в этом году наблюдается другая динамика — около минус 1 % за первые полгода). А у нас заложен ежегодный рост, хотя кризисы с временным снижением электропотребления случаются каждые 7–8 лет. Как показывает известный энергетик Б. И. Нигматулин, есть связь между темпом роста экономики и потреблением электроэнергии: на 1 % прироста экономики энергопотребление прирастает на 0,3–0,5 %. Получается, что Генсхема-2042 нам гарантирует рост экономики на 5–6 % в год. Не верится в это.
На мой взгляд, здесь свою роль сыграла манипуляция (или, если хотите, неудачные правила формирования прогноза), использованная при формировании СиПР-2030 и Генсхемы-2042. Завышенные темпы электропотребления закладываются из-за того, что надо обеспечить ввод заявленных крупных инвестпроектов, которые требуют гигаватт. Не все из них могут быть реализованы в заданные сроки (вводы сдвинут «вправо»). Потенциальный потребитель может пересмотреть (или совсем отменить) свой проект, сократить его, а изначально заявленная мощность окажется невостребованной. В результате в стратегическом планировании закладывается генерация «на будущее», но по Генсхеме и СиПРу её надо начинать строить сейчас — при высоких ставках и проблемах с доступностью оборудования. И платежи за электричество со стороны экономики пойдут не тогда, когда электроэнергию начнёт потреблять «сдвинутый» инвестпроект, а когда новую электростанцию подключат к энергосистеме. У нас и сейчас в системе есть незагруженные станции, за которые выплачены или ещё вносятся платежи по ДПМ. Ранее похожий кейс был с рядом проектов в электросетях, когда применялось RAB-регулирование (также вменённый энергосистеме платёж за расширение или ремонт электросетей и подстанций, где важно было освоить деньги, а не удовлетворить спрос).
Есть ещё один аспект, влияющий на реализацию Генсхемы-2042. Данная схема создавалась в новых геополитических и экономических условиях, что, к сожалению, не было учтено в полной мере. Если бы её разрабатывали в 2019 году, когда у нас ещё был доступ к иностранным технологиям и оборудованию, когда на российском рынке работали зарубежные компании, — другое дело. Но Генсхема-2042 формировалась в 2024 году, когда полным ходом шла специальная военная операция, когда на внутреннем и внешнем рынках сложилась совершенно иная ситуация, когда мы стали жить совершенно в другой логике: у нас непонятные капексы (стоимость инвестиций), непонятная история с производством оборудования, доступностью технологий, колоссально выросла стоимость материалов и строительства и так далее. Помимо этого, Генсхема рассчитывалась по средневзвешенной стоимости заёмных средств в 10 %, а реальные кредиты могут оказаться намного дороже, особенно в ближайшие годы.
На мой взгляд, строить дорогие и требующие длительных сроков возведения энергоблоки, даже под 10 % с вменёнными платежами для потребителей — плохое решение. Особенно если учесть, что многие возводимые Росатомом АЭС за рубежом получают субсидию на кредитную ставку (то есть, мы делаем дешёвую электроэнергию для других стран, в том числе для тех, с кем наша промышленность будет конкурировать).
Вызывает недоумение, когда у нас так спокойно начинают говорить о том, что на реализацию Генсхемы-2042 потребуется свыше 40 трлн рублей. Будто бы это совсем уж небольшие деньги. Откуда такие цифры? Если правильно считать (снизить завышенный прогноз, избыточную стоимость капексов и стоимость финансирования), то на реализацию проектов энергетики понадобится порядка 15–20 трлн рублей. Это никак не 40 трлн. Такими деньгами мы только разгоним инфляцию. Кто-то, конечно, наживётся, но экономика страны от этого не выиграет.
А если посчитать?
— Как в целом вы оцениваете Генсхему размещения объектов электроэнергетики до 2042 года?
— Генсхему-2042 года я рассматриваю как первый шаг в современном долгосрочном планировании со всеми его достоинствами и недостатками. Важно, что создан инструментарий для разработки стратегических документов такого рода. Безусловно, сама Генсхема нуждается в серьёзной доработке и, думаю, разработчики и значительная часть специалистов это понимают.
Многие ошибки в Генсхеме связаны с тем, что отсутствует стратегический управляющий орган. Такой орган ранее был, но в результате реформирования отрасли он сначала был трансформирован в Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ) с понижением роли, а потом вообще ликвидирован.
Недостатком считаю нарушение последовательности действий при подготовке долгосрочного плана: разработчики сначала выполнили техническую работу и выдали документ на обсуждение, только когда он уже был полностью готов. Соответственно не в полной мере были учтены условия, в которых должна решаться задача (ситуация с макроэкономикой, оборудованием, стоимость кредитов и прочее), а значит, и инструменты решения выбираются неверно.
— Это от непонимания проблемы в целом или предложение тактических решений в заданных рамках?
— Те, кто занимается принятием решений в энергетике, в целом понимают, что нужно. Но они делают осознанный выбор в пользу завышенного прогноза потребления и завышенных инвестиций, потому что от этого зависит, как инвесторы (генерирующие компании) будут жить дальше. Между тем, решения в энергетике отражаются на всей экономике: способствуют разгону инфляции, провоцируют появление долгостроев в энергетике, обосновывают строительство лишних мощностей.
Безусловно, Генсхема до 2042 года выполнена на существенно более качественном уровне, чем предыдущая (Генсхема-2020), но она в значительной степени воспроизводит прошлые ошибки (особенно в части завышенного прогноза спроса), от которых надо избавляться. В экспертной среде есть чёткое понимание, что Генсхема нуждается в корректировке. Но пока остановились на том, что энергетики (преимущественно частные генерирующие компании и их поставщики) сидят и ждут, когда им дадут 40 триллионов.
— Можно ли в отсутствие грамотных энергобалансов заниматься планированием? На недавно состоявшемся Восточном экономическом форуме губернатор Хабаровского края заявил, что обозначенных в Генсхеме мощностей явно не хватит для развития региона, разложив по пунктам, на что и сколько мегаватт ему надо. Кто виноват, что это не учтено?
— Отвечают за это Системный оператор (как разработчик Генсхемы и СиПРов) и НП «Совет рынка», являющиеся регуляторами в электроэнергетике. Генсхема складывается из СиПров. А схема разработки СиПРов устроена так, что сводит воедино только технические вещи, а содержательными прогнозами не занимается. Так, темпы роста прогнозного электропотребления на ближайшие 5–6 лет значительно выше, чем на остальном периоде — просто на этом периоде озвучены инвестпроекты, а на более дальнем горизонте нет. Существует достаточно жёсткая методика, по которой делается прогноз спроса, определяются новые подключения. При этом не учитывается, что за два года ситуация может сильно измениться: кто-то захочет сделать новый инвестпроект, не учтённый в СиПР, а кто-то снизит потребление энергии за счёт энергоэффективности или закрытия. В методике разработки СиПРа такая задача не заложена. Нужно менять нормативно-правовую базу в этой части.
Минимально работающая модель
— Как вы оцениваете цели и задачи, поставленные в Энергетической стратегии России до 2050 года для электроэнергетики? Почему предлагаются разные сценарии — пессимистичный, базовый, оптимистичный? Не лучше ли взять за основу один, но понятный?
— Прогноз всегда предусматривает различные сценарные условия, и это правильно. Прогноз — инструмент, позволяющий снизить неопределённость при принятии решений. А сценарии помогают избежать противоречий внутри прогноза и подготовиться к разным вариантам развития событий. Подход к сценариям и прогнозам идёт от задач, которые потом решаются с их помощью. В данном случае это принятие инвестиционных программ развития отрасли. Исходя из того, что я говорил раньше, сами прогнозы, сценарии и постановка задач в наших стратегических документах могли быть лучше. Их можно и нужно улучшать.
Если говорить про Энергостратегию-2050, то она не сбалансирована по отраслям. У айтишников есть такое понятие, как «минимально работающая модель». Такой моделью, на мой взгляд, является Энергостратегия-2050, которую надо дорабатывать и совершенствовать.
Для электроэнергетики сейчас важно обеспечить мощностями производство, чтобы не затормозить развитие экономики, и расшивать «узкие места» в части дефицита или условий функционирования отрасли. Генсхема-2042 и Энергетическая стратегия в части электроэнергетики направлены не на это, они направлены на то, чтобы обосновать 40 триллионов рублей. Можно сравнить со здоровьем человека: здоровье на «троечку», а человек берётся интенсивно лечиться или тренироваться, что приводит к состоянию на «двойку». Формируя стратегические планы в электроэнергетике, надо помнить, что одно из важнейших свойств нашей экономики заключается в том, что наша экономика не может расти ровно на протяжении десятков лет: случаются кризисы, торможение, рывки, спады, да всё что угодно! Так нет, в стратегических планах ставятся завышенные цели, которые нужно достичь в первые шесть лет и от них расти дальше. Это ошибочный подход. Кто ответит за эту ошибку? Ответит потребитель, который живёт в реальных экономических условиях и переживает все «крутые повороты» вместе с экономикой. Ответим все мы, когда возникнет проинфляционное давление на экономику, а экономический рост замедлится. Это не задача Совета рынка или Системного оператора, но предложенные ими документы формируют эти риски и угрозы.
— В последнее время в энергетическом сообществе обсуждается ключевой вопрос: где взять деньги на реализацию Генсхемы? Как исполнять инвестпроекты в условиях дорогих кредитов и роста цен на оборудование и материалы? Вырастут ли тарифы на электроэнергию выше инфляции? Как это отразится на экономике в целом? Что будет с инфляцией?
— Рост энерготарифов выше инфляции приводит к росту дополнительной инфляции. Так срабатывают обратные связи. Чтобы не разгонять инфляцию, нужно строить энергообъекты не везде, а прежде всего там, где электроэнергия точно будет куплена. Или осуществлять такие инвестиции в электроэнергетику, когда повышается эффективность, а значит снижаются удельные издержки на кВт·ч. Или компенсировать другими эффектами — расширением выпуска чего-то дефицитного или получением мультипликативных эффектов от загрузки отечественных энергомашиностроителей. Сейчас таких компенсаторных эффектов не просматривается.
Теперь о кредитах. Что такое проценты на капитал? Это оценка риска инвестпроекта (проект может быть не реализован, или продукция не будет пользоваться спросом, или вдруг цены на неё упадут, ещё какие-то проблемы): при привлечении капитала ты платишь за деньги, потраченные на проекты, которые рискуешь не реализовать.
В электроэнергетике есть проекты, которые на сто процентов нужны, они покупаются по ДПМ при содействии Совета рынка. Но зачем их строить за коммерческие деньги? Не укладывается в голове. Востребованную генерацию надо строить за дешёвые деньги. Уже вице-премьер РФ Александр Новак сказал о том, что экономике выгоднее построить генерацию по дешёвым деньгам. Но в общественной дискуссии есть и противоположное мнение. В десятые годы либеральные чиновники выступали против направления дешёвых денег в экономику, аргументируя тем, что их разворуют. Сейчас риски разворовывания куда меньше: есть цифровые деньги, которые идут по понятным, прозрачным схемам и полностью отслеживаются; поставщики оборудования должны быть отечественные — можно использовать прозрачные отпускные цены. Но чтобы влить дешёвые деньги в проекты, надо правильно оценить, какие из проектов нужны, какие нет. Деньги — частные или государственные — должны быть дешёвыми только для строительства востребованной инфраструктуры. Там, где назревает энергодефицит, деньги в проекты должны поступать дешёвые. Механизмы направления дешёвых денег надо обсуждать. Нет смысла строить дорого электростанцию, чтобы получить дорогую электроэнергию, которая в итоге выльется в инфляционный всплеск. Это точно плохое решение.
— Но, как я понимаю, в стране дешёвых денег нет.
— Дешёвые деньги в стране есть. У нас по сути двухконтурная финансовая система, где есть деньги, стоимость которых индуцирована ключевой ставкой, и есть деньги льготные, стоимость которых поддерживается различными институтами развития (ФНБ, Фонд развития промышленности, льготная ипотека и т. д.).
Вопрос в том, как это работает. Одно дело — социальные или критически важные для экономики и безопасности страны проекты, другое — переток инфляции из одной сферы в другую, как это произошло с льготной ипотекой в 2023–2024 годах. Тот виток инфляции, который сейчас раскрутился, связан с перетоком инфляции из-за льготной ипотеки в первую очередь, а потом уже с другими факторами. Фактор избыточного строительства необходимо учитывать и при создании генерирующих мощностей в электроэнергетике, так как его негативное влияние на экономику и на отрасль может затянуться не на два-три года, как в жилищном строительстве, а на десять-двадцать лет. Избыточное строительство способствует росту тарифов.
По всем расчётам, сделанным по итогам Генсхемы-2042, представленным различными научными институтами, экспертными организациями, консалтинговыми компаниями, нет ни одного сценария, в котором бы рост тарифов на электроэнергию в ближайшие годы не превышал рост инфляции. Оценки нашего института — текущая программа на период до 2030 года сформирует ежегодный рост цен на электроэнергию на 1,8 % выше инфляции[1]. Это скажется на инфляции, оценочно, в дополнительные 0,2–0,3 п.п. ежегодно. Напомню, что скачок ключевой ставки произошел, когда инфляция превышала уровень таргета на 4–5 п.п. (то есть была в районе 8–9 % против целевых 4 %).
Рост тарифов и внутренние резервы
— В Минэкономразвития сообщили, что уже с этого года индексация тарифов на электроэнергию будет расти выше инфляции. Выдержат ли такие темпы потребители?
— Как коммерческие потребители, так и группы населения сильно дифференцированы по доходам и объёмам потребления энергии. Ещё есть проблема «перекрёстки» (перекрестного субсидирования), которая на сегодняшний день оценивается в порядка 500 млрд рублей. С этим надо последовательно, не суетясь разбираться. Многое из того, что возникло и что составляет сегодня проблемы, пришло к нам из прошлого. Поэтому ко многим вещам надо относиться избирательно. Нельзя, например, отнимать у сельского населения, живущего в старых домах, коэффициент 0,7, просто его не нужно вводить для новостроек в сельской местности. Современные дома с электроплитами также не должны иметь тариф с коэффициентом 0,7. Избыточное потребление населением (богатыми домохозяйствами) также можно тарифицировать по повышенному тарифу. Для них повышение тарифа не имеет принципиального значения. А социально незащищённые группы населения должны быть адресно защищены от опережающего роста тарифов. То есть, цена должна быть честной для каждой группы населения.
Надо разбираться с «перекрёсткой» в промышленности (между разными группами коммерческих потребителей), а также с адресным субсидированием энергетики отдельных регионов.
— Для достижения «честной цены» правительством РФ в 2024 году утверждены дифференцированные тарифы в зависимости от объёмов потребления. Определены «коридоры» потребления, выходя за которые потребитель начинает платить за энергию по более высокому тарифу. Но снимает ли такой подход проблему перекрёстного субсидирования?
— Проблему «перекрёстки» дифференциация тарифов для населения не снимает (это 10–15 % «перекрёстки»). Проблема «перекрёстки», на мой взгляд, во многом состоит в том, что оценка «честной цены» завышена. За счёт ДПМ и других неэффективных решений. Почему населению или малому бизнесу надо поднимать цены из-за неправильных решений? Так, году в 2019–2020 мы просчитали: если, например, подключить к частному дому или небольшому предпритию газопоршневую установку, которая проработает 10 лет, то цена электроэнергии для потребителя составит 2–3 рубля за кВт·ч, при том что розничная цена на электричество в то время была 5 рублей. Извините, но газопоршневая установка — не самое эффективное энергетическое оборудование. В централизованных энергосистемах страны работают куда более эффективные электростанции. Почему тогда надо разгонять тариф до 10 рублей за киловатт, даже с учётом сетевой составляющей? Насколько правильно сделаны расчёты? Какими должны быть реальные темпы роста тарифов? Вопросов много, их нужно обсуждать. И это часть долгосрочной стратегии и новой модели развития.
Много есть вопросов и по надбавкам — дальневосточной, крымской, калининградской. По моему мнению, надбавка не должна осуществляться за счёт рынка электроэнергии, это снижает эффективность рынка. Если через надбавку реализуется государственная политика в отношении экономики и энергетики регионов, то надбавка должна выделяться либо из федерального бюджета, либо из федеральных или региональных программ. Возможно, целесообразно направить деньги на повышение энергоэффективности в указанных регионах и проконтролировать выполнение этой задачи. Исторически на Дальнем Востоке затраты на строительство и эксплуатацию энергообъектов всегда были высокими. Правда, никто до сих пор до конца не разобрался, почему?
И подобных «почему?» очень много.
Внутри отрасли есть большие резервы для повышения эффективности и снижения затрат, их нужно задействовать. Очень высокий потенциал повышения энергоэффективности электроэнергетики «сидит» в теплоснабжении, когенерации/теплофикации. Так, повышение доли ТЭЦ на рынке тепла вытеснит с теплового рынка котельные, что существенно повысит эффективность самого рынка и всей зоны, связанной с теплом. Это же улучшит экономику генерирующих компаний и снизит удельные затраты на кВт·ч (а это по сути аналог цены).
Если вернуться к проблеме теплофикации. Например, почему в Москве, где отличная генерация, минимальные сетевые потери и суперэффективное теплоснабжение, цены на тепло выше, чем тарифы альткотельной? Напомню: кейс альткотельной создавался специально для проблемных территорий. Альткотельная — это предельная цена гигакалории тепла построенной «с нуля» тепловой мощности с учётом всех сопутствующих затрат. Порядка 20 субъектов РФ используют этот инвестиционный механизм в теплоснабжении. Но причём тут Москва? А не причём, просто так сложилось, что для функционирования системы теплоснабжения города предусматривались большие платежи. Сегодня их можно снижать, потенциал есть, надо этим просто заниматься. И таков потенциал у значительной части тепловой генерации — порядка трети электроэнергии ТЭС вырабатывается в теплофикационном режиме.
Надо проводить планомерную работу по качественной загрузке мощностей. В советское время размещение энергетических объектов в общей энергосистеме определялось по критерию «минимум топливных затрат». В нынешнее время работает другая логика — «минимум денежных затрат» по энергосистеме в целом. Однако внутри компаний срабатывает принцип «максимум прибыли для конкретной компании», который не предполагает «минимума затрат для отрасли». Наоборот, при инвестициях по ДПМ активизируется принцип: «Больше потратить сейчас на инвестиции, чтобы потом получить больший денежный поток и прибыль», тем более что эта прибыль гарантирована. Поэтому компании стараются много строить, независимо от того, насколько востребованными будут те или иные объекты.
Подытоживая сказанное, отмечу: потенциал повышения эффективности в электроэнергетике лежит: 1) в тепловом секторе, 2) в ориентации на политику минимизации затрат и приходе энергосистемы в целом к более качественному состоянию, 3) в принятии правильных инвестиционных решений, что подразумевает переход к отраслевому заказу (то есть серийному выпуску газовых турбин и отечественного энергетического оборудования), а также дешёвому финансированию — нельзя строить электростанции по 5–10 лет при ставке 10–20 %.
Также полезно на базе отечественного оборудования развивать малую генерацию — она быстрее строится, у нас нет дефицита топлива, для неё проще строить сети (только распределительные). В том числе могут проходить решения о приёме в сеть избыточной электроэнергии от частных малых генераторов.
В отдельных случаях можно привлекать иностранных поставщиков оборудования (Китай и Иран). Но это точечное решение в рамках расшивки проблемы энергодефицита, повышения энергобезопасности или под частный риск, а не в рамках ДПМ.
— С производством отечественных турбин у производителей возникли большие проблемы.
— Согласен. Уже несколько лет подряд «Силовые машины» работают над газовой турбиной. Уже есть пилотный образец ГТ-170, и в разработке турбины на 350 МВт и выше. Надеюсь, что это так. Объявляли о заказе на эти турбины, но до сих пор не объявлено, что будет построен или модернизирован энергоблок на этой турбине. Мы знаем, что у «Ростеха» есть турбина на 110 МВт, она установлена и работает на электростанции «Ударная» в Краснодарском крае. Объявили, что и вторую турбину выпустили. Переход к серийному выпуску, по оценкам, позволяет сократить стоимость одной турбины на треть.
Проблема оборудования касается инвестиционной составляющей. К ней обязательно прикрепляется вопрос финансирования. Вообще, лучшая трата дешёвых денег в экономике — строительство энергетических объектов (ещё лучше — в человеческий капитал). За ними следуют жильё и дороги. Но это должны быть востребованные проекты.
Дешёвое строительство позволяет сдерживать рост тарифов внутри отрасли. Потенциал в энергетике очень большой, и если его реализовать, тарифы могут расти ниже инфляции.
Энергия не должна быть дешевой. Она должна быть дешевле, чем у конкурентов
— Энерготарифы в нашей стране — одни из самых низких в мире. Надолго ли?
— Благодаря наличию дешёвого топлива и производственных и организационных заделов, созданных предыдущими поколениями энергетиков, цены на энергию у нас действительно невысокие. Мы долго пользовались этим преимуществом, занимали лидирующие места в мировом рейтинге. Затем из топа лидеров скатились в «лучшую» половину рейтинга и есть опасения, что можем оказаться в худшей половине, хотя и в верхней её части. В долгосрочной перспективе это приведёт к снижению конкурентоспособности российской экономики и ухудшению качества жизни населения, снижению доступности электроэнергии и т. д. Тут важно понимать: электроэнергия не должна быть очень дешёвой, она просто должна быть дешевле, чем у стран-конкурентов, а также доступной (в том числе и по срокам подключения к сетям, что за последние 10 лет значительно улучшилось). Это не только расширит круг собственных инвесторов в промышленность, но и привлечёт иностранных.
— Может ли Единая энергетическая система эффективно работать в условиях рынка?
— Конечно, может. Прогресс технологий и эффект масштаба, характерные для 70–80-х годов, сейчас видоизменились. Но у нас появилось эффективное оборудование для небольшой генерации на твёрдом топливе. Развитие технологий привело к тому, что современные малые генераторы имеют эффективность, сопоставимую с крупной генераций. С учётом сетей, графиков нагрузок, специфики можно запускать новые рынки. Действующий рынок электроэнергии нуждается в модернизации, он не учитывает многих особенностей и технологических изменений, которые происходят в электроэнергетике. При формировании рыночной цены не берётся во внимание специфика работы ТЭЦ по теплофикационному графику. В результате ТЭЦ вынуждена поставлять электроэнергию на рынок ниже её себестоимости. Владелец ТЭЦ может завить: «Я эту электростанцию через три года вообще отключу», и формально имеет право. Что будет делать муниципалитет? Строить котельные? Кто на это даст деньги? А цена на тепло тоже вырастет. А при загрузке по теплофикационному графику ТЭЦ может быть в рынке.
И таких моментов очень много. Например, меня удивляет, когда некоторые эксперты заявляют: если начать строить АЭС по типовым проектам и дёшево, это никак не повлияет на рыночную цену электричества. У меня вопрос: а почему? У нас поставлена задача увеличить долю атомной энергии в ТЭБ страны до 25 %, есть возможность строить атомные блоки на своей территории быстро и дёшево, вырабатывать на них дешёвую энергию. Это должно отразиться на рынке, причём самым лучшим образом. Просто модель рынка должна быть другой, где дешёвая (по приведённой стоимости) электроэнергия работает на экономику страны.
— Многие проблемы, которые негативно влияют на развитие отрасли, берут начало из реформ 1998–2008 годов. Одной из целей реформирования было разделение вертикально интегрированных компаний (ВИК) по видам бизнеса. Отсюда — завышенные затраты на содержание управленческого аппарата и технического персонала, снижение управляемости, потеря эффективности, утрата научно-исследовательской базы и т. д. Как вы считаете, возможен ли обратный процесс?
— Видите ли, проблемы в электроэнергетике были до реформирования 1998 года и после реформирования. Часть проблем реформа решила: в отрасль пошли инвестиции, которые были свёрнуты до минимума ещё при советской власти. С другой стороны, в советское время операционная часть (отвечающая условно за средний удельный расход топлива на электростанциях или надёжность электрообеспечения) работала лучше, чем сегодня. Сопоставления можно продолжать, но речь о том, что проблемы в электроэнергетике были тогда, есть и сейчас. Решить их возращением ВИКов невозможно, к тому же непонятно, как эти ВИКи воссоздавать. А если во главе вертикально-интегрированной компании встанет неудачный управленец, неужели такая компания будет эффективной?
Я не выступаю против вертикально интегрированных компаний, тем более что они у нас есть и неплохо работают. Например, СУЭК-СГК, которые занимаются добычей угля, производством тепла и электроэнергии. Или «РусГидро», которая не только сооружает и эксплуатирует гидроэлектростанции, но строит разные виды генерации, занимается передачей и распределением энергии.
Но заниматься целенаправленным созданием ВИКов ради формы, думаю, ни к чему. Если же это увеличит эффективность, то почему бы нет. Например, есть информация, что «РусГидро» планирует купить угольные разрезы для своих угольных ТЭС на Дальнем Востоке. Это обеспечит понятную цену электроэнергии и тепла и будет способствовать повышению эффективности работы компании.
— Некоторые учёные-энергетики полагают, что 2025 год станет годом нового этапа реформ в электроэнергетике. Нужна ли новая реформа отрасли?
— Реформирование необходимо. Так бы я подытожил всю нашу беседу. Когда начинать реформу — не так важно. Важно чётко определиться с целеполаганием, выработать механизмы и инструменты реформирования. Система целей могла бы так выглядеть: 1) обеспечение энергией экономики (чтобы дефициты не сдерживали бизнес); 2) цена на электроэнергию должна быть невысокой, не проинфляционной и не сдерживать экономический рост; 3) обеспечение технологического суверенитета, в обязательном порядке — по газовым турбинам.
Всё это должно работать на рост экономики и повышение благосостояния населения страны. Принятые решения эти задачи не решают, хоть формально выглядят солидно — аж 40 трлн рублей инвестиций, рост вводов, различные типы электростанций… Значит, над ними нужно продолжать работать.
Беседовала Людмила Юдина
[1] https://ecfor.ru/publication/planirovanie-v-elektroenergetike-prognoz-tseny-na-elektroenergiyu/
