«Все ли крупные потребители энергии нуждаются в господдержке? Конечно, нет»

Нынешний апрель стал тяжелым месяцем для топливно-энергетического комплекса, и в частности для электроэнергетики. По оперативным данным Минэнерго, потребление электроэнергии в России снизилось почти на 3% к прошлогоднему апрелю. «Системный оператор» среди главных причин назвал режим ограничений в работе предприятий и организаций в связи с распространением коронавирусной инфекции.

Председатель набсовета «Совета производителей энергии», врио руководителя блока трейдинга «Интер РАО» Александра Панина уверена, что запаса прочности отечественной энергетики хватит, чтобы провести необходимые ремонты летом и встретить в полной готовности пик нагрузок зимой. Но генерирующие компании обеспокоены введенным до конца года мораторием на санкции за неоплаченные услуги ЖКХ: неустоек и штрафов для управляющих компаний и пеней для граждан. Отрасли нужны деньги на продолжение проектов в классической электроэнергетике, да и программы в сфере возобновляемых источников энергии (ВИЭ) не списаны со счетов. Впрочем, подчеркивает она, июльский конкурсный отбор по договорам о предоставлении мощности (ДПМ) пройдет по проектам, которые стартуют в 2026 г., а ближайшие сроки окончания модернизации теплоэлектростанций по текущим ДПМ – 2022 г. То есть времени восстановиться и накопить ресурсы достаточно.

– Пандемия – это новый вызов в современной российской электроэнергетике, раньше мы с таким не сталкивались. Но энергетика очень ответственная отрасль. Ее работа изначально строится в расчете на то, что могут произойти самые серьезные непредвиденные события и чрезвычайные ситуации, но это не должно повлиять на надежность и безопасность энергоснабжения потребителей. Генерирующие компании быстро разработали планы работы в условиях пандемии, приняли необходимые меры и адаптировали работу электростанций к новым условиям.

Какие были сложности. Наш приоритет номер один – обеспечить надежную безаварийную работу, и, несмотря на рост автоматизации на станциях, основную роль здесь играют, конечно же, люди. Наша основная ценность – эксплуатационный и ремонтный персонал. Поэтому основной акцент сделан на то, чтобы максимально защитить сотрудников. Офисные работники перешли на удаленный режим работы, для работников на производстве были созданы дополнительные смены, каждая компания продумала условия длительного размещения персонала внутри периметра электростанции, условия контроля самоизоляции, помощь семьям работников.

Вторая по значимости проблема для генерирующих компаний – своевременное проведение ремонтов. В результате форс-мажора, сложившегося в большинстве стран, имели место проблемы как с поставками комплектующих, так и с выездом иностранных специалистов. В результате в конце марта многие компании получили уведомления о форс-мажорных обстоятельствах от поставщиков и подрядчиков. Это оказалось проблемой и для строительства некоторых энергетических объектов.

И конечно, серьезную обеспокоенность генерирующих компаний вызывает платежная дисциплина за поставленные энергоресурсы.

– Проблемы с поставками комплектующих не носят массовый характер. Кроме того, во многих странах уже запущен процесс ослабления ограничительных мер. Некоторые ремонты будут перенесены или сдвинуты, но все равно будут завершены. Поэтому серьезных системных последствий – т. е. роста аварийности – мы не ожидаем.

А возможность небольшого и безопасного для системы переноса ремонтов у генкомпаний есть: 1 мая наблюдательный совет ассоциации «Совет рынка» принял норму, разрешающую генераторам переносить ремонты во время действия ограничительных мер. Некоторым – у кого был запас необходимого оборудования на складах – такие переносы не потребовались. Скорее всего, уже до отопительного сезона все ремонтные программы завершатся, и в период максимума нагрузок зимой 2020–2021 гг. мы войдем в полной готовности.

Кстати, хорошо, что у нас есть резерв в энергосистеме. Российская энергосистема проектировалась и строилась в основном в советское время, с расчетом на разные самые неблагоприятные факторы. Единичные аварийные ситуации свойственны для работы любых сложных технологических объектов, однако запас нашей энергосистемы позволяет не ожидать серьезных проблем с энергоснабжением.

– Напомню, что по модернизации ТЭС первые вводы запланированы на 2022 г. Запас по времени еще есть. Тем не менее по ряду проектов нового строительства, в частности ВИЭ, уже имеются обращения к регуляторам о переносе сроков из-за форс-мажорных задержек поставок оборудования. Но если ограничительные меры закончатся в ближайшее время, никаких сдвигов в производстве оборудования и его поставках произойти не должно.

– Когда мы входили в нерабочий месяц, было непонятно, что это такое. Потом были даны разъяснения, и апрель прошел в режиме, я бы сказала, «рабочих нерабочих дней». На первой неделе апреля потребление электроэнергии снизилось достаточно глубоко – на 4,7%, а со второй декады мы заметили относительное восстановление: в третью и четвертую недели снижение было уже 1,6–1,7%. Это говорит о том, что страна стала работать в близком к рабочим дням режиме.

Общее снижение потребления в апреле повлекло снижение цены электроэнергии в ее конкурентной части. По апрелю в первой ценовой зоне снижение цен РСВ (цены на рынке на сутки вперед. – «Ведомости») составило примерно 15%, во второй – 13%.

Разные типы генерации в этот период чувствовали себя по-разному. Выработка атомной и гидрогенерации возросла к апрелю прошлого года. Это связано с гидрологической обстановкой и увеличенной загрузкой атомных блоков. На тепловую генерацию пришлось наибольшее снижение выработки – порядка 15%, что логично: именно тепловую генерацию (и в первую очередь конденсационную, т. е. не производящую тепло) разгружают в такие периоды. Поэтому по итогам апреля следует ожидать [после раскрытия отчетности компаний за II квартал] и достаточно заметного снижения выручки тепловых станций. Министр энергетики [Александр Новак] говорил, что апрель для нефтяной промышленности будет самым тяжелым месяцем. Я думаю, что это справедливо и для электроэнергетики.

– Основной глобальный фактор снижения выработки в I квартале – аномально теплая зима. В таких условиях нагрузка регулируется с учетом объективных технологических критериев – АЭС имеют приоритет по загрузке по технологии, выработка ГЭС существенно зависит от гидрологической ситуации, а выработка ТЭЦ обусловлена тем, какова потребность отпуска тепла. Исходя из этих критериев регулирование нагрузки происходит в первую очередь за счет снижения выработки конденсационными тепловыми блоками. Соответственно, генераторы, которые имеют в своем составе большую долю конденсационных станций, первые ощутили на себе снижение потребления.

– В 2020 г. мы уже увидели серьезное снижение потребления по сравнению с прошлым годом – это и влияние теплой зимы в I квартале, и ограничительные меры в рамках борьбы с коронавирусной инфекцией в апреле и мае. Минэнерго разослало всем субъектам электроэнергетики свое видение сценариев в том числе и по потреблению электроэнергии. Эти сценарии предполагают снижение потребления от 3,6 до 11,8%. Мы в целом согласны с такой оценкой и прогнозируем среднее снижение потребления по 2020 г. в пределах 5%. Дальнейшее потребление будет зависеть от темпов восстановления экономики страны.

– Объем задолженности в апреле сопоставим с данными апреля прошлого года, т. е. существенного снижения платежей нет. Но расслабляться рано: мы ожидаем, что последствия самоизоляции граждан и введенный правительством мораторий на начисление неустойки за неоплату услуг ЖКХ проявят себя уже в мае. Первый удар примут на себя гарантирующие поставщики и ресурсоснабжающие организации, и мы опасаемся, что неплатежи с их стороны мы рано или поздно увидим на оптовом рынке. Поэтому наблюдательным советом «Совета рынка» приняты две меры послабления для потребителей оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Во-первых, с марта по май вводится мораторий по оплате неустойки. Во-вторых, по многочисленным обращениям потребителей энергии увеличены послабления в части предоставления финансовых гарантий на оптовом рынке: можно недоплатить 10% суммарно накопительным итогом в майские даты платежей (а не до 5% в течение трех дней). Но эти меры имеют ограниченный срок действия – до конца мая. В течение этого периода «Совет рынка» будет проводить анализ недоплат, и по его результатам наблюдательный совет будет принимать точечные решения по конкретным случаям.

– При сохранении в действующей редакции постановления правительства России «Об особенностях предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов» (02.04.2020 г.) платежная дисциплина населения и управляющих компаний ухудшится, и, глядя на это, малые и крупные потребители тоже могут перестать платить в срок. В этом случае провал собираемости платежей по электроэнергии может составить до 20%, а в тепле – до 30%. Тогда за год дебиторская задолженность может вырасти на 1 трлн руб. Это очень серьезная сумма, если принять в расчет, что весь рынок электроэнергии, включая розницу, всего-то примерно 4 трлн руб. в год. Такой крайне негативный сценарий возможен, если мораторий на неустойки сохранится в течение года. Поэтому пересмотр (с учетом постепенного снятия ограничительных мер) постановления становится актуальным.

Представьте себе цепочку платежей. Первое звено – потребитель, который платит гарантирующему поставщику (ГП). Затем ГП платят генкомпаниям, а те, в свою очередь, – поставщикам топлива. Если оказать помощь на первой ступени – т. е. потребителю, – вся цепочка сработает нормально. Если не сделать этого, то неплатежи пройдут по всей цепочке, а это негативно скажется в целом на ВВП страны.

Конечно, в непростых экономических условиях потребителей надо поддерживать, но мы считаем, что помогать нужно адресно и именно тем, кто в этом нуждается. Например, малообеспеченным гражданам, многодетным семьям. А если помогать субъектам малого и среднего бизнеса – то из наиболее пострадавших отраслей. Остальные группы потребителей, мы надеемся, будут обращаться за поддержкой в установленном порядке, если окажутся в сложном положении. Я вообще сторонник индивидуальных подходов.

Возможно, эта ситуация позволит более гибко выстроить отношения между ресурсоснабжающими организациями и конкретными группами потребителей в части тарифного меню, условий оплаты и рассрочки.

– Даже при благоприятном развитии событий в 2020 г. дебиторская задолженность все равно вырастет. Мы уже наблюдаем тенденцию к росту дебиторской задолженности по итогам апреля. Оптимистичным прогнозом я бы назвала 5%-ный рост задолженности. На ОРЭМ это выльется примерно в 10 млрд руб. ежемесячно, по итогам года – около 90–100 млрд руб.

Так как в первую очередь задолженность возникнет у гарантирующих поставщиков и ресурсоснабжающих организаций, в числе наших предложений – обеспечить им доступ к льготному кредитованию. Ведь по сути эти организации и есть системообразующие: они отвечают за сбор средств для всей энергетики.

В тяжелой ситуации находятся и управляющие компании. И если в случае с крупными субъектами электро- и теплоэнергетики организована система контроля за платежами, то для небольших такую систему можно наладить только на региональном уровне. На совещании у президента [России Владимира Путина] 29 апреля были даны соответствующие поручения именно регионам. Региональная власть должна определить, какие предприятия являются системообразующими, какие нуждаются в средствах; контролировать выделение средств – обратились ли они за помощью, была ли она выделена; следить за платежеспособностью бюджетных организаций.

– Я лично в это не верю. Тогда, 1990-х гг., была проблема экономики и развития целой страны. Было серьезное снижение потребления, падение производства, смещение в культурных, правовых и даже нравственных ценностях. Я серьезно не могу представить, что мы вернемся в тот хаос.

– Борьба с распространением коронавирусной инфекции дело затратное. И компаниям, которые живут в тарифном меню, изыскивать средства на организацию безопасной работы сотрудников непросто. Поэтому рано или поздно такие компании поставят вопрос о компенсации этих затрат в тарифе. Другое дело, что это можно сделать и не в 2020 г., когда всем пришлось непросто.

– Мне понятна позиция крупных потребителей. В России цены на энергоресурсы долгое время были довольно низкими, а в последние годы действительно выросли из-за расходов на масштабные государственные инвестиционные программы строительства и модернизации энергомощностей. Все-таки в последние годы введено около 50 ГВт новых мощностей. Ряд потребителей оказались к росту цен не готовы, поскольку программы энергоэффективности не у всех реализованы в полной мере.

Однако надо понять, за счет кого они хотят получить льготу (снижение платы за мощность). За счет энергетиков? Но оплата мощности – это ремонты, налоги, а платежи по ДПМ – это возврат инвестиций, т. е. генераторы не получают больше, чем необходимо, и отрасль нельзя назвать сверхдоходной. Не должны же энергетики, чтобы помочь потребителям, снизить зарплаты сотрудникам, перестать платить за топливо…

Ответом на запрос потребителей может быть система индивидуальных льгот для предприятий. Например, если предприятие экспортоориентированное и конкурирует на международном рынке или предприятие инвестирует в развитие отечественной экономики (открывает новые производства, новые рабочие места), то сформировать систему льгот для него было бы правильно. Есть зарубежный опыт – это и налоговые льготы, и разрешение не оплачивать строительство объектов ВИЭ [в составе платежей за мощность] и др.

Главный вопрос – источник льгот и круг потенциальных получателей. Все ли крупные потребители нуждаются в поддержке? Конечно, нет. Так что проблема непростая. И на мой взгляд, решение находится в плоскости развития более гибких отношений на рынке, снижения централизации и зарегулированности.

– Я ожидаю системного урегулирования вопроса с долгами гарантирующих поставщиков Северного Кавказа. С 1990-х гг. мы имеем серьезную проблему с платежеспособностью гарантирующих поставщиков, работающих на территории Северного Кавказа. Уровень оплаты почти никогда не превышал 70%. За эти годы часть гарантирующих поставщиков была лишены статуса, формально задолженность ушла с оптового рынка, но у генераторов она осталась в виде бесперспективных долгов. Каждый год задолженность сбытов Северного Кавказа росла на 7–8 млрд руб. Эту проблему надо было решать.

В течение полутора-двух лет мы пытались найти взаимоприемлемое решение. В итоге подписаны соглашения о том, что происходит реструктуризация части задолженности, и с 1 июля уровень оплаты «Россетей» должен выйти на нормальный показатель, как у всех гарантирующих поставщиков. В случае возобновления задолженности соглашение будет расторгаться, чего очень не хотелось бы. Если соглашения будут выполнены, это будет беспрецедентный случай, когда отрасли пошли навстречу друг другу и смогли урегулировать серьезную системную проблему. Надеюсь, что осенью, когда можно будет оценить фактические уровни оплаты, я с таким же оптимизмом расскажу о результатах.

– Ближайшая дата отбора по ДПМ модернизации ТЭС – 1 июля 2020 г., и это будет отбор проектов на 2026 г. Это очень не скоро, чтобы пандемия могла стать причиной переносить ввод этих объектов. Отбор должен пройти уже с локализованными объектами ПГУ (парогазовые установки). А это касается локализации – очень серьезной темы: если не провести отбор сейчас, то когда же мы будем локализовывать наши газовые турбины? Отмечу, что актуальная редакция правил отбора, к сожалению, еще не вышла, а ведь именно они ложатся в основу наших заявок.

– У генкомпаний, конечно, есть интерес к этому отбору. Хорошо иметь локального производителя экономичного и современного оборудования. Вот мы уже с вами говорили, что, когда закрылись границы, были проблемы с поставками импортного оборудования. Но если бы существовал российский производитель газовых турбин, проблем с оборудованием было бы меньше.

Еще один важный аргумент – необходимость повышения эффективности производства энергии. Паросиловой цикл достиг своих пределов эффективности, а газовые турбины в сравнении с ним позволяют на 30% повысить эффективность. Соответственно, вводить парогазовый цикл в стране правильно. Другое дело, готовы ли потенциальные производители российских газовых турбин взять на себя ответственность за качество оборудования.

Важно справедливо разделить риски, чтобы найти равновесие. Сейчас риски [энергокомпаний] достаточно велики, потому что штрафы за задержку вводов могут перекрыть все возможные льготы. Это вопрос переговоров между генераторами и производителями оборудования.

Все конкурсы, которые проводились на оптовом рынке – и отбор на ВИЭ, и КОММод (отбор проектов модернизации. – «Ведомости») показывали эффект, только если была конкуренция. Поэтому условия должны быть такие, чтобы заинтересовать нескольких генераторов и нескольких производителей оборудования.

– Прежде всего, увеличение предельных капитальных затрат по таким проектам. По сегодняшним правилам предельный капекс не установлен вне зависимости от технологии производства электроэнергии. И, например, для блока ПГУ-400 МВт составляет чуть больше 30 000 руб./кВт. Построить объект на базе ГТУ (газотурбинной установки) в пределах такого капекса в настоящее время невозможно. Исходя из последнего опыта строительства ГТУ и ПГУ, а также с учетом требований по локализации реальный капекс для таких проектов – 70 000–100 000 руб./кВт.

Второе важное условие – наличие конкуренции между производителями оборудования. То есть в условиях отбора не должны быть прописаны критерии, под которые подходит оборудование только одного производителя. В противном случае может возникнуть доминирующее положение производителя со всеми вытекающими негативными аспектами – завышением цен на оборудование, неоптимальным управлением издержками и т. д.

– Российского оборудования в отрасли больше, чем импортного. Если говорить про тепловую генерацию, то импортное парогазовое оборудование (построенное, прежде всего, в результате ДПМ-1) – это порядка 30 ГВт из 160 ГВт. Не думаю, что это создает какие-то фундаментальные риски для сохранения надежности. Основу тепловой генерации составляет паросиловое оборудование, которое произведено еще в советское время и которое мы хотим модернизировать. Здесь ничего локализовывать не надо.

Стоит ли доводить до 100%? Да, 100% локализации дает и стопроцентную независимость, но 90%-ная локализация производства газовых турбин тоже очень хороший уровень, которого мы пока не достигли, а обойдется существенно дешевле. Мы, как генераторы, поддерживаем повышение уровня локализации, но стоимость и глубина этих мероприятий – это вопрос уже государственной политики.

– Проекты ВИЭ, естественно, тоже переживают сложности. Во многих странах проекты ВИЭ притормаживаются, так как сейчас оказались не самыми приоритетными.

В России в этих проектах пока еще используется в основном импортное оборудование. В связи с этим возникают вопросы: насколько инвесторы могут быть уверены, что построят объекты в срок; нужны ли эти проекты сейчас, когда потребители просят снизить оплату мощности? Ответы зависят от того, как будет развиваться экономическая ситуация в стране. По программе ДПМ-2 ВИЭ постановление правительства еще не вышло, нет процедуры конкурсов. Теоретически могут быть сдвижки по срокам, но, с другой стороны, в ДПМ-2 ВИЭ речь идет о строительстве в 2025 г. и позднее. Поэтому я не вижу фундаментальных оснований для пересмотра ранее принятых решений.

– Надеюсь, что в программе ДПМ-2 будет то, что уже обсуждено: постепенное снижение установленных нормативных уровней капитальных затрат и постепенное включение объектов ВИЭ в единый конкурентный отбор с другими генерирующими объектами.

Интерес к ВИЭ – общемировой тренд. Множество стран принимает решение существенно увеличивать долю возобновляемой энергии в генерации. Для России важно, чтобы объекты ВИЭ строились в первую очередь там, где это эффективно. Например, там, где ВИЭ может заместить дорогую мазутную генерацию, – в окраинных районах Дальнего Востока, в изолированных энергосистемах, куда топливо сложно доставить. Появление объектов ВИЭ может быть экономически оправданно в районах, где есть проблемы с экологией. И пусть это будет добровольный выбор потребителей, как во многих других странах. Население голосует и говорит: нам важно, чтобы на этой территории был объект ВИЭ, – и добровольно принимает на себя повышенные платежи. Я думаю также, что скоро настанет время проводить единые технологические конкурсы как для ВИЭ, так и для других видов генерации. Побеждает тот производитель, который сделает наиболее дешевое предложение.

Один из аргументов развития ВИЭ в нашей стране – экспортная ориентированность технологий этой подотрасли. Чтобы это было не просто словами, нужно устанавливать конкретный KPI для машиностроения по экспорту этих технологий и отслеживать его исполнение.

– Сейчас наши инициативы связаны с непростой экономической ситуацией в стране. Я бы разделила их на четыре группы.

Прежде всего, как я уже говорила, мы просим сократить действие постановления № 424 и перейти на адресное предоставление льгот по оплате электро- и теплоэнергии.

Вторая просьба касается генераторов: временно приостановить взыскание штрафов за недопоставку мощности, если она вызвана форс-мажорами в результате пандемии. Не думаю, что таких случаев будет много, но они возможны.

Третья группа – льготное финансирование для гарантирующих поставщиков и ресурсоснабжающих организаций. Именно им в первую очередь нужна помощь для покрытия кассовых разрывов.

Четвертая – упрощение работы по взысканию дебиторской задолженности, устранение административных барьеров: ускорение перехода на прямые договоры по снабжению электро- и тепловой энергией, приостановление до 1 января 2023 г. для предприятий ЖКХ нормы по предоставлению в суд идентификаторов граждан-должников (СНИЛС, паспортные данные).

Я бы еще хотела сказать, что мы, как энергетики, уверены, что за любым спадом будет рост. Хочется пожелать нашим потребителям, чтобы у них все сложилось хорошо, чтобы были средства на развитие, чтобы потребление их продукции восстанавливалось, чтобы они экспортировали и развивались, пережили этот кризис с минимальными потерями. А мы сделаем все возможное, чтобы у них были свет, тепло, горячая вода.