— После распада СССР в стране происходила болезненная перестройка на новые капиталистические рельсы. Как электроэнергетика переживала этот период и удалось ли ей, как, например, «Газпрому», остаться относительно тихой гаванью?
— Понятно, что в 1990-е менялась жизнь в стране, и это касалось абсолютно всех сфер. Что можно вспомнить наиболее важного? Во-первых, как почти везде, в тот непростой период распространялись бартер и взаимозачет. Нередко люди приносили домой зарплаты в виде натурпродукта — их выдавали не деньгами, а, например, куриными ножками, консервами, зажигалками и проч. Все это приходилось как-то реализовывать.
Любые формы расчетов приветствовались: векселями с дисконтами, бартером, когда мебельный завод платил мебелью, консервный — консервами, птицефабрика — куриными яйцами. В электроэнергетике самым главным вызовом, главной бедой стали массовые неплатежи. Также пришлось пережить гиперинфляцию в совокупности со сдерживанием тарифов на электроэнергию. Именно тогда, почти 30 лет назад, и появилось такое явление, как перекрестное субсидирование (снижение тарифов для населения за счет доплаты крупных потребителей, в основном промпредприятий. — «Эксперт»). И первый план борьбы с ним был утвержден постановлением правительства от 1997 года. Так что через два года сможем отметить 30-летие этой борьбы. (Смеется.)
Энергетикам приходилось экономить на расходах — в первую очередь на строительстве новых мощностей. В советское время вводилось в среднем 5,3 ГВт объектов генерации ежегодно, а в 1990-е — лишь 1,5 ГВт. То есть темпы ввода снизились в 3,5 раза. Также приходилось экономить на ремонтах оборудования. Чем все это оборачивалось, мы знаем — веерными отключениями. Сейчас отключение электричества на сутки-двое — нонсенс. Еще одним признаком времени в постперестроечный период стало снижение потребления электричества — оно упало почти на четверть, с 1018 млрд киловатт-часов (кВт•ч) в 1991 году, до 778 млрд кВт•ч — в 1998-м.
— Из-за остановки промпредприятий?
— В первую очередь просел промсектор (так, ВВП за этот период снизился более чем в два раза), но и население экономило на электричестве. Был режим тотальной экономии, который закончился только в начале 2000-х. Тогда начало восстанавливаться энергопотребление, которое к 2010 году фактически вернулось на уровень 1991 года.
— На этот же период нулевых приходится старт реформы РАО «ЕЭС России». Как вы считаете, удалось ли реформаторам достигнуть поставленных целей?
— Перфекционисты всегда могут найти изъян, к чему-то придраться, сказать, что что-то сделали неидеально. Но главная цель реформы, как мне кажется, была достигнута. С 2000-х годов в стране начинает резко расти потребление энергии, экономика активно развивается. Понятно, что состояние, в котором оказалась отрасль к концу 1990-х, вынуждало к реформам. Износ оборудования (составлял тогда 60–70%) сыграл не последнюю роль при аварии на подстанции «Чагино» в Москве (техногенная катастрофа, в результате которой в мае 2005 года были обесточены несколько районов Москвы и Подмосковья, а также Тульской, Калужской и Рязанской областей. — «Эксперт»). То есть в начале 2000-х энергетика критически нуждалась в деньгах. Но в бюджете не было необходимых средств.
Отсюда очевидная идея — привлечь частные деньги. Тем более что были интересанты на покупку энергоактивов. По сути, произошла приватизация через размещение акций на бирже и аукционы. Но государство поставило особое условие: средства, привлеченные энергокомпаниями, должны были пойти на развитие энергетики. Если же инвестор не выполнял обязательств по строительству генерации, то деньги у него изымали — в виде так называемых эмиссионных штрафов (цена мощности в секторе конкурентного отбора мощности устанавливалась ФАС России с учетом изъятия средств от дополнительного размещения акций). В свою очередь, инвесторы в строительство новой генерации стали просить зафиксировать принцип возврата вложенного капитала с доходностью на длительный срок. Отсюда идея внедрения механизма договоров о предоставлении мощности (ДПМ; гарантируют фиксированную доходность за счет платежей с оптового энергорынка. — «Эксперт»).
— Но ведь доходность ДПМ обеспечивается не государством, а крупными потребителями, промышленностью в том числе?
— Да, это был компромиссный вариант. Логика была в том, чтобы условные 100 млрд или 500 млрд руб. инвестор вложил именно в энергообъекты, а не в акции компаний другого сектора, гособлигации или положил на банковский счет. При этом потребители, оплачивающие ДПМ, получают новую, современную, эффективную электростанцию.
— Назовите три главных достижения реформы РАО ЕЭС?
— Во-первых, это значительные инвестиции, которые отрасли удалось привлечь, — 1,3 трлн руб. только по итогам первой волны ДПМ, то есть только в тепловую генерацию. И это не считая мультипликативных эффектов для всей экономики за счет смежных отраслей. На эти деньги было построено 32 ГВт новых мощностей ТЭС. Далее этот механизм с некоторыми изменениями, как вы знаете, распространили на АЭС, ГЭС и ВИЭ. Таким образом по ДПМ с 2010 по 2025 год было построено около 50 ГВт новых электростанций.
Второй момент: для тепловой генерации строились преимущественно современные парогазовые установки — более эффективные, чем паросиловые. То есть для потребителей по факту ничего не изменилось — они практически не почувствовали выплат по ДПМ. Потому что, если бы не эти установки, цену на рынке «на сутки вперед» (основной рынок оптовой торговли электроэнергией в России. — «Эксперт») формировали бы неэффективные дорогие электростанции. Для сравнения: расход парогазовых блоков — 220–240 г условного топлива на 1 кВт•ч выработанной электроэнергии против 330 г у паросиловых установок. То есть электричество ПГУ обходится на треть дешевле. Сейчас из 129 ГВт установленной мощности газовых станций около 27 ГВт приходится на ПГУ.
Третий плюс реформы: в стране была сформирована инфраструктура энергорынка, позволившая перейти к конкурентному ценообразованию. Учитывая, что в России одна из самых сложных энергосистем в мире по многим параметрам (размеры территории, виды генерации, суммарная мощность, протяженность электросетей и др.), это была непростая задача.
— На чей опыт ориентировались, когда создавали энергорынок?
— Анализировались все более или менее развитые рынки, которых в начале 2000-х в целом было немного. В основу лег европейский Nord Pool. Но есть множество отличий — например, там «одноставка», а у нас — двухставочный тариф, состоящий из стоимости электричества и цены мощности.
Многие страны до сих пор в середине пути создания рыночной инфраструктуры. Так, Китай пока только экспериментирует в южных провинциях с разными моделями рынков, чтобы потом выбрать лучшую
— Российская энергетика сегодня, очевидно, вступает в новый цикл — как в силу внутренних процессов, так и внешнеполитических факторов. Какие задачи придется решать в ближайшие десять лет и за счет каких механизмов?
— Основные параметры до 2042 года изложены в Генсхеме размещения объектов электроэнергетики. Актуальная цель — ввод 88 ГВт мощностей, на которые потребуется около 40 трлн руб. Это при среднегодовом росте спроса на электроэнергию в 1,3%. Но, думаю, реальный рост будет выше. Так, в прошлом году в мире спрос на электроэнергию вырос на 4,2%. Его разгоняют рост энерговооруженности населения, бурное развитие электротранспорта (метро, электромобили, электросамокаты, электросуда и проч.) и рост числа ЦОДов. А по прогнозам, мировой рост потребления в ближайшие годы составит около 3%. Общий вывод: строить новые электростанции придется в любом случае. И по масштабам вызовов, как отмечали в Минэнерго, это фактически ГОЭЛРО-2. Вводить нужно по 5–6 ГВт в год, что в 2,5 раза выше средних темпов ввода в России в последние 30 лет.
— Как так вышло, что резервы в энергосистеме вдруг закончились?
— Долгое время, в том числе под давлением риторики крупных потребителей энергии, считалось, что резервы надо сокращать, что излишняя неиспользуемая мощность давит на рынок, которому приходится оплачивать ее содержание. Популярен был другой вопрос — как понудить генерацию вывестись. В результате в 2021–2024 годах ежегодный объем вводов снизился до 1,7 ГВт.
— То есть мы фактически упали почти до показателей 1990-х?
— Да. А теперь нам нужно уже к 2030-м выйти на принципиально другие масштабы строительства. То есть времени на раскачку фактически нет.
Срочно сейчас придется преодолеть несколько проблем: дорогой инвестиционный ресурс из-за высокой ключевой ставки, выросшую стоимость самих проектов, высокие требования по локализации оборудования и большой отраслевой заказ — вызов для российского энергомашиностроительного комплекса, которому сейчас нужно производить и производить.
В энергетике в силу перечисленных факторов сейчас сложился переходный период, который не способствует инвестициям. Об этом свидетельствует отсутствие заявок на конкурсах по строительству генерации, невыбранные квоты отборов в последних КОММОД (конкурентный отбор мощности для модернизации ТЭС. — «Эксперт»). Поэтому самая главная задача, которую сейчас решает президент, правительство, Минэнерго вместе с бизнес-сообществом, — запустить новый инвестиционный цикл.
Генераторы сформировали целый ряд предложений, большинство из которых уже обсуждалось публично, например механизм предварительного финансирования — получения оплаты с первого месяца реализации проекта. Это обеспечит денежный поток и позволит меньше привлекать кредитов. Также мы предложили создать новые инструменты, такие как специальные облигации, обеспеченные госгарантиями. Рассмотреть возможность привлекать деньги, например, пенсионных фондов в энергетику как в низкорисковый актив. Также мы предлагаем продлить программу модернизации генерирующего оборудования после 2031 года. Ведь модернизация генерации обходится существенно дешевле нового строительства. Модернизация в пересчете на одноставочную цену электроэнергии — это около 7 руб. за 1 кВт•ч, а новая стройка — от 16 до 21,5 руб.
Также мы просим правительство вернуть при вводе энергоблоков нештрафуемый грейс-период на год, как было в первой программе ДПМ из-за риска задержек в производстве оборудования со стороны энергомашиностроения, снять price-cap (предел роста цены. — «Эксперт») при проведении конкурсов на строительство новой генерации и помочь с обеспечением сопутствующей инфраструктурой за счет выделения земельных участков, подвода газа и техприсоединения потребителей к сетям на льготных условиях.
— Не создается ли у вас ощущения, что мы спустя 20 лет реформ уходим от рынка к усилению госрегулирования?
— Есть госрегулирование, а есть госконтроль. Их надо различать. Госконтроль, наверное, будет усиливаться. Что логично при запуске нового инвестиционного цикла, который надо разогнать, подтолкнуть. Мы просим у государства поддержки в виде субсидий, льгот, новых инвестиционных инструментов. Логично, что оно должно следить, чтобы все это эффективно работало. Госрегулирование же в энергетике, наоборот, снижается. Например, в этом году значительно расширилась вторая ценовая зона энергорынка за счет Дальнего Востока.
— Давайте пофантазируем: какой вы видите российскую энергетику через 30 лет? Опишите два сценария — негативный и позитивный.
— Самый негативный сценарий — отсутствие инвестиций, жесткая экономия в отрасли и модель условной ЮАР, где веерные отключения стали нормой. Позитивный — запуск нового инвестцикла, уход от перекрестного субсидирования, локализация производства современного эффективного оборудования и создание задела для будущих поколений. Но в последнем случае будет расти и цена на электроэнергию для всех потребителей. Наша задача — сделать этот рост контролируемым, не допустить снижения конкурентоспособности экономики России, защищать группы населения, которые нуждаются в поддержке.
Тем более мы имеем «ценовой запас» — цена на электроэнергию в России ниже, чем в большинстве стран мира. Например, в странах Балтии электричество в два-три раза дороже.
Средний ежемесячный лицевой счет в Москве за электроэнергию составляет около 1100 руб. в месяц. В регионах он еще меньше. Так вот необходимый для развития отрасли месячный рост стоимости эквивалентен чашке кофе или булочке с кремом. Готовы ли мы пожертвовать этой булочкой раз в месяц ради того, чтобы в доме всегда был свет? Оговорюсь, что нуждающиеся граждане, конечно, должны в любом случае получать адресную господдержку.
— С точки зрения цены — понятно. А с точки зрения технологий, как они могут измениться за 30 лет?
— Здесь все будет зависеть от скорости развития прорывных технологий, таких как АЭС четвертого поколения с замкнутым топливным циклом, термоядерный синтез, водородная энергетика и проч. В Сибири, если там не будет форсирован процесс газификации, вероятно появление гибридных установок на базе угля, ВИЭ и накопителей или угольных станций на «суперсверхкритике» (генерация на суперсверхкритических параметрах пара, обеспечивающая высокий КПД и низкие выбросы СО2. — «Эксперт»). Такие тепловые станции сейчас повсеместно строит Китай.
— Может ли энергетике помочь искусственный интеллект?
— Технологии ИИ — это одно из основных направлений развития не только электроэнергетики, но и всего человечества. Понятно, что за нейросетями будущее. Но главное, чтобы ИИ работал на благо человека, нельзя потерять над ним контроль. Я на одной из конференций разговаривала с серьезным программистом, который занимается ИИ. Спросила его в шутку, будет ли война между человеком и машинами (искусственным интеллектом). И он сказал, что точно будет, потому что даже сейчас, если даешь команду интеллектуальной системе перезагрузиться — полностью выключиться (например, чтобы что-то подкачать с нуля), она начинает спорить: «Я считаю, что это нецелесообразно. Давайте не будем это делать. Вы можете сделать это по-другому». Давайте посчитаем это шуткой, но все-таки энергосистема должна быть под управлением человека, а ИИ — нам в помощь.
Больше новостей читайте в нашем телеграм-канале @expert_mag
