Первый замминистра энергетики: «Сейчас на Дальнем Востоке готовности к рынку нет»

Смена куратора электроэнергетики в Минэнерго в ноябре 2018 г. стала неожиданностью для большинства игроков отрасли. Уход Вячеслава Кравченко и передача его полномочий Алексею Текслеру пришлись на период стратегических решений, таких как программа модернизации ТЭС и цифровизация сетей, а также болезненных вопросов по введению социальной нормы и перераспределению перекрестного субсидирования, которое продолжает расти вопреки планам и обещаниям.

Движение по ключевым вопросам началось. Судьба новой программы ДПМ (договор предоставления мощности; гарантирует возврат инвестиций через повышенные платежи потребителей) должна решиться в ближайшее время. 24 января программа вынесена на утверждение правительством. Теперь перед Минэнерго стоит задача провести первый отбор проектов для модернизации. Текслер не сомневается в необходимости реализовать программу и обновить генерирующее оборудование в стране: «Других экономических стимулов просто не существует».

Но модернизация и новое строительство – не единственный источник энергии, отмечает Текслер. Он предлагает работать над повышением энергоэффективности, развивать возобновляемую энергетику и менять роль потребителей, которые и сами смогут выдавать электричество. По всем вопросам он приглашает к диалогу – как производителей энергии, так и потребителей.

– Я, как первый заместитель министра, в курсе большинства вопросов, которыми занимается министерство. И вопросы электроэнергетики для меня не новые. Хотя, конечно, при постоянном курировании отрасли предстоит глубже вникать в каждое направление. Я готов работать.

– Перед отраслью стоит множество задач. В генерации, в сетях, в сбытовой деятельности.

Заканчивается цикл первого ДПМ, в ближайшее время выйдет постановление правительства, запускающее договоры по модернизации и долгосрочный КОМ (конкурентный отбор мощности. – «Ведомости»), который тоже дает дополнительные импульсы отрасли. В 2019 г. нужно будет принять решение по продлению программы ДПМ ВИЭ.

В сетевом комплексе достаточно серьезная повестка. После того как в 2013 г. заработала стратегия развития электросетевого комплекса, были сделаны определенные шаги навстречу потребителям: льготное техприсоединение (ТП), отмена «последней мили» и другие. В результате мы продвинулись в рейтинге Doing Business со 182-го до 10-го места и вошли в число стран-лидеров. Это позитивно. Сейчас важно оценить пройденный этап. Насколько рационально используется инвестиционный ресурс сетей. Сейчас у многих сетевых компаний до 40% инвестпрограмм идет на технологическое присоединение новых потребителей, у некоторых компаний этот показатель доходит до 100%. Но результаты этого с точки зрения эффективности объемов полезного отпуска не столь впечатляющие, как объем средств, которые были на это направлены. На это нужно посмотреть более сбалансированно. Из этой же серии плата за резерв, уточнение тарифов ФСК. Хотя самая важная, на мой взгляд, история в сетях – это долгосрочные тарифы и эталонные удельные расходы, на основе которых можно утверждать тарифы на 5-10 лет. Чтобы участники рынка понимали динамику платежей и сети были замотивированы на экономию. Сейчас экономия для многих означает урезание бюджета в следующий период регулирования. Эти задачи важны, и сейчас настало время для обсуждения этих решений.

В сбытовой деятельности. До июля 2020 необходимо провести процедуру лицензирования всех сбытовых организаций. Это нужно для повышения ответственности сбытов.

Сетевая реформа

– Я не согласен с формулировкой, что мы возвращаемся к последней миле. Это разные сущности. В случае с последней милей ты подключен к сетям ФСК, а платишь как за подключение к «Россетям». Здесь другая история. Сегодня есть значительный объем перекрестки на промышленность в целях снижения тарифов для населения, больше 300 млрд руб., которая висит на распредсетях. Потребители ФСК эту перекрестку не платят. На наш взгляд, перераспределение нагрузки справедливо. Мы подготовили законопроект, в настоящее время идет его обсуждение.

Что касается льготного ТП, когда такое решение принималось, были ожидания, что оно приведет к существенному росту потребления, полезному отпуску. Но мы видим рост полезного отпуска в пределах 1%, при этом на ТП идет от 40% инвестпрограмм сетей. Это, конечно же, неправильно. В целом экономика страны от этого выигрывает меньше, чем если бы инвестресурс сетей использовался более эффективно. Поэтому мы считаем, что льготное ТП нужно корректировать. Когда ты несешь ответственность за присоединенный объем, платишь за него – лишнее не заявишь. Сейчас, бывает, до 150 КВт заявляют при потреблении всего 5 КВт. Для сетей разница огромная. Из-за этого сосед подключиться не может – мощность сетей забронирована. Но мы предлагаем сохранить льготную группу до 15 КВт, к которой будет относиться в основном население, и оплата для граждан будет по нормированной цене, а не по экономически обоснованным затратам. Опять же обсуждение этих инициатив в настоящее время продолжается.

– Понятно, что потребители, у которых есть неиспользуемые сетевые резервы, в основном негативно к этому относятся. Хотя в целом согласны, что неправильно строить подстанцию, когда на соседней есть неиспользуемая мощность. Если же у вас блок-станция, которая покрывает ваши собственные нужды, но при этом вы по-прежнему присоединены к сети, которая содержит возможность этого подключения, и за это кто-то должен платить. Мы считаем, что плата за резерв обоснованна.

Готовы рассмотреть каждый кейс, разбирать любую конкретную ситуацию. Отмечу, что механизм, который предлагает Минэнерго, по своей сути восстанавливает баланс интересов потребителей.

Введение платы за резервируемую мощность предполагает перераспределение между потребителями уже имеющихся затрат сетевых организаций на содержание сетевой инфраструктуры пропорционально тем величинам максимальной мощности, которые потребители заказали при технологическом присоединении и в рамках которых сетевые организации взяли на себя обязательства в любой момент обеспечить таким потребителям передачу электроэнергии.

При этом, если у потребителя отсутствует неиспользуемая резервируемая мощность, от введения данного механизма такой потребитель станет платить меньше за услуги по передаче электроэнергии. И это, на наш взгляд, очень важное дополнение.

– Промышленники говорят, что работают со своими блок-стациями, которые в целом покрывают их потребности. Но при этом они многократно зарезервированы сетями, за которые не платят в полном объеме. Хорошо, давайте разберем конкретный пример.

Завод заказал при технологическом присоединении максимальную мощность, не имея на тот момент собственную генерацию. А построив ее либо просто взяв генерацию в аренду, перестал оплачивать услуги по передаче, оставив за собой большие неиспользуемые сетевые резервы. Заводу выгодно и надежно. Услуга сетевыми организациями оказывается, так как сетевая организация обеспечивает готовность сетевого оборудования к передаче такому заводу электроэнергии в рамках максимальной мощности в любой момент времени, только платят за это услугу другие потребители.

А мы говорим, те, кто хочет оставить себе резерв в системе, должны платить за него сами, а не перекладывать эти затраты на плечи других потребителей.

Распределенная генерация

– Конечно, распределенная генерация пробивает себе дорогу. Это не только про нас, это про всю мировую энергетику. Этому способствует появление новых источников, цифровизация, возможность управлять спросом, в том числе на основе современных цифровых решений. Это автоматизированные энергетические комплексы, которые будут сами себя балансировать. Накопители – это тоже дополнительные источники, которые повлияют на систему. Пока эффективных крупных МГв-ных накопителей нет, но во многих крупных энергетических точках – микрорайоны, небоскребы – уже есть окупаемые накопители, которые могут управлять этим процессом, накапливать в ночное время энергию и в пики сглаживать потребление. Такие решения уже есть, и они будут развиваться.

Россия – страна с одной из крупнейших в мире энергосистем, с самым большим сетевым комплексом. Большая часть государства – в северных широтах, поэтому у нас это вопрос и про тепло: комбинированная выработка связывает тепло и электрику. Конечно, свою специфику мы учитываем. Недавно на правительстве одобрили проект закона про микрогенерацию, согласно которому потребители, домохозяйства с генерацией до 15 КВт, излишки энергии смогут сдавать в сеть по льготному тарифу. Это тоже распределенная генерация. У нас в рамках национальной технологической инициативы есть рабочая группа «Энерджинет», существует дорожная карта по снятию административных и прочих барьеров, где прописаны конкретные проекты, и в основном это распределенная генерация. На основе этих пилотных проектов будут отрабатываться те или иные решения, уточняться нормативные акты. Мы в тренде этого процесса, и мы должны балансировать между интересами нашей большой энергетики и распределенной, понимая, что это вопрос надежности, тепла, качества и прочее.

– Для этого и нужны пилоты, чтобы проанализировать влияние на рынок и экономику проектов. Понятно, что все эти решения должны быть окупаемы, не приводить к дополнительной нагрузке на потребителей.

Я лично сторонник управления спросом, полагаю, что это одна из больших задач нашей программы «Энерджинет» и цифровой энергетики. У нас большое количество резервов, энергетических, сетевых. Неплохо было бы рационально ими управлять. Если вы управляете спросом, то в будущем, когда вам понадобится дополнительная генерация, вы сможете не строить ее, а использовать то, что есть. В целом это все про повышение эффективности. В итоге решения должны быть окупаемы и не ложиться дополнительной нагрузкой на потребителей.

– Это момент тоже учтен в дорожной карте, есть проект постановления правительства. Сегодня это отдельные пилоты. Агрегаторы спроса – это объединение потребителей с управляемой нагрузкой, которые в перспективе смогут составить конкуренцию генерации. Важно, чтобы это сообщество видел системный оператор, задавал требования к ним. Это должно оптимизировать объем резервов генерации, которые у нас есть. Многие отраслевые компании участвуют в работе над этими проектами, понимая, что лучше оседлать волну, чем она тебя потом накроет. И кто этим не занимается, будет отстающим в этой технологической гонке.

– Сегодня отсутствуют условия для функционирования этого рынка. Мы через пилоты, через уточнение нормативных актов будем регулировать этот процесс. Но в дальнейшем, по мере того как мы будем анализировать эту ситуацию, она будет меняться. Посмотрим на успешность этих пилотов, я бы не хотел пока ничего загадывать. Самое главное, что мы этим занимаемся. Это новая правильная повестка. Поверьте, не все в мире занимаются развитием агрегаторов спроса, не все озадачены этой проблемой.

Как бороться с перекрестным субсидированием

– Мы, конечно, должны к этому стремиться. Львиная доля перекрестки – у промышленности, которая ложится на плечи распредсетей и сдерживает развитие этих промышленных предприятий. Как от этого уйти? Подходов было много. Законом было определено снижение объемов перекрестки до 2022 г. до 50 млрд руб., но пока её объем только наращивается. У нас отвечает за это Минэкономразвития, и это правильно – это экономический вопрос, а не вопрос к энергетикам.

– Она может решиться в случае опережающего роста тарифов, в первую очередь для населения. Понятно, что в этом и есть основной камень преткновения. Но нужно быть реалистами и исходить из того, что платежеспособность – это тоже часть рынка. Поэтому ответ на этот вопрос – рост экономики, рост энергопотребления, рост благосостояния. Все это общий большой экономический пакет. И надо исходить из того, что это не всегда вопрос к энергетикам. Это вопрос к тому, как чувствует себя базовая экономика. А значит, и платежеспособность, спрос населения.

– Минэнерго не курирует данный вопрос. Однако, по нашему экспертному мнению, к полной ликвидации перекрестного субсидирования эта мера не приведет.

– У нас более низкая по сравнению с аналогичными проектами, которые реализуются на Западе, окупаемость проектов, направленных на повышение эффективности. Хотя все равно мы занимаемся повышением энергоэффективности. У всех компаний, как отраслевых, так и промышленных, есть программа повышения энергоэффективности. И там, где эти меры окупаются, компании их внедряют. Но если бы стоимость энергоносителей была на другом уровне, количество таких проектов было бы больше. Например, если бы цены на газ были выше, нам бы не понадобилась программа ДПМ, потому что все проекты, связанные с новой эффективной генерацией, были бы окупаемы.

Модернизация на Дальнем Востоке и в ценовых зонах

– Ценовая зона возможна там, где есть реальный электрический рынок, реальная конкуренция между генераторами. Это означает, что есть разные генераторы, которые конкурируют на оптовом рынке друг с другом, есть необходимое количество покупателей, которые работают на этом рынке и являются его важнейшей частью. На Дальнем Востоке в настоящий момент рынка нет. Сами знаете, сколько там генераторов (91% генерации в ДФО принадлежит «Русгидро». – «Ведомости»). И по количеству потребителей, и по их возможностям там в настоящий момент готовности к рынку нет, но мы должны способствовать тому, чтобы он там появился. Важно также понимать ценовые последствия рынка на Дальнем Востоке.

– Это часть общего процесса по модернизации. В постановлении есть ссылка на то, что будет работать в неценовых зонах. Для этого нам нужно будет поменять 35-й закон «Об электроэнергетике». Ввести не только надбавку, которая выравнивает тариф, но и надбавку, которая позволяет передавать ресурс для модернизации. Это технический вопрос, мы его решаем, после чего правкомиссия сможет принять решение по модернизации на Дальнем Востоке.

– После того как выйдет постановление по модернизации.

– Вопрос будет рассматриваться на заседании правительства 24 января. Тема важна для отрасли, для инвестиционного потенциала, не только отраслевого, но и машиностроительного. Это мероприятие – основное в федеральном плане роста инвестиций в основной капитал, даже не в отраслевом, а в основном его разделе.

– Отбор по модернизации – это конкурс по стоимости электричества. Будут конкурировать разные проекты: кому-то нужно газовую турбину поставить, кому-то – паровую. Расчеты уже есть, их подготовил Минпромторг.

– По мере отбора Системный оператор будет анализировать представленные проекты в логике их влияния в конкретном регионе. Приоритезация будет учитывать потребности регионов, резервы, возраст оборудования. Системный оператор будет комплексно смотреть на эту историю.

– В первую очередь сейчас идет речь о модернизации действующего оборудования. В периметр проектов по модернизации мы планируем погрузить 40-41 ГВт мощности. Модификация КОМа с выходом на шестилетний срок и уточнением цены позволит обновить еще до 100 ГВт мощности по более мелким проектам. Компании смогут вкладывать в обновление мощности. Других экономических стимулов просто не существует. Оборудование стареет, а сейчас применяются новые экологические требования, новые требования к эффективности. Новое оборудование будет более эффективным и по КПД, и по другим характеристикам. Это правильная и полезная вещь, учитывая, что теплогенерация является ключиком не только к рынку электричества, но и к рынку тепла. Вы знаете наши инициативы в части альткотельных. Мы сделали водораздел, чтобы оборудование, которое попадет под ДПМ-модернизацию, не учитывалось в программе альткотельной.

Зеленая энергетика должна повзрослеть

– ДПМ ВИЭ надо продлевать с корректировкой условий. Мы ограничены потолком, что рост нагрузки на потребителя не должен превышать инфляцию, в этом смысле и ДПМ-модернизации, и ДПМ ВИЭ находятся в одном пакете. Поэтому важно сейчас принять решение по ДПМ-модернизации, понять возможности по лимитам для ВИЭ. Однако при продлении программы нужно выставить новые требования к ВИЭ. Не секрет, что основная задача и первой программы, и новой – не объемы генерации, а возникновение и поддержка наших собственных технических и технологических компетенций, локализация 65-70% в зависимости от того, ветер это или солнце. По солнцу мы уже сделали замкнутый цикл от науки до производства собственных панелей на отечественной базе и установке станций. «Хевел» делает гетероструктурные солнечные панели по отечественной разработке Института имени Иоффе в Санкт-Петербурге, и там КПД установленных панелей – почти 23%. Это очень большой показатель. По ветру у нас также идет процесс. Свои заводы строят и «Росатом», и «Фортум» с «Роснано», несколько площадок запущены по строительству гондол, лопастей, так что эта задача реализована.

Но в первой программе станции можно было ставить в любом месте, не было никаких ограничений. Конкуренция на Capex, но Opex зашит в расчетную цену, и он достаточно высокий. Достаточно мягкие КИУМы (коэффициент использования установленной мощности. – «Ведомости): для ветра – 27, для солнца – 14. На все это предстоит заново посмотреть. Возобновляемая энергетика должна вырасти из детских штанишек и стать взрослой генерацией, ВИЭ должен видеть Системный оператор, пусть пока не резервировать, но давать команды и управлять. Должны быть накопители, новые решения, которые позволяют выполнять команды системного оператора. Мы такие требования поставим.

Следующая задача – это рост КИУМов. Трекеры должны ориентироваться на солнце, а не смотреть куда-то в сторону. Я думаю, мы существенно снизим Opex. Мы такие требования уже объявили игрокам рынка, они будут в них вписываться после 2024 г. По объемам еще идет дискуссия, но в целом картина выглядит таким образом.

– Генераторы просят поддержать расширение программы поддержки на 10 ГВт. Мы еще обозначаем задачу по экспортной ориентации. Часть произведенного оборудования, солнечные панели или ветростанции, должны экспортироваться. Мы рассчитываем, что поддержка, которую государство планирует в рамках шестилетнего цикла оказать экспорту, будет направлена и в эту сферу. Это тоже сыграет на удешевление конечной стоимости.

Я думаю, что программу можно будет реализовывать этапами, учитывая возможность достижения сетевого паритета. Сначала на пять лет, понимая, что по их окончании, с развитием технологий, мы можем уже о других цифрах говорить.

– Китай производит более 60 ГВт возобновляемых источников в год, большую часть вводит у себя, но и на мир хватает. Там невысокие КПД, но за счет относительной дешевизны по стоимости электричества мы пока проигрываем. У нас есть другие преимущества – высокий КПД, и для отдельных решений это эффективно. Есть уже примеры экспорта по солнцу. В ветре, понятно, мы только строим индустрию. Но решения, которые смотрятся в ветре, на 5-6 МВт генераторы, на мой взгляд, будут вполне конкурентны.

– Можно, на Западе есть институции, связанные с тем, что многие ответственные и заинтересованные потребители отдельно покупают возобновляемую энергетику, покупают ее дороже. И мы тоже думаем, что это правильный инструмент. Скорее всего, мы его тоже как опцию заложим в программу поддержки, что может облегчить нагрузку на рынок. Мы с Советом рынка уже проработали ряд предложений по этой тематике, в том числе в части развития рынка «зеленых сертификатов».