«Отказаться от нерыночных надбавок не выйдет. Но можно их оптимизировать»

Предправления «Совета рынка» Максим Быстров – о тарифах на электроэнергию для населения и подсчете выбросов СО2 для энергетиков
Председатель правления ассоциации «НП Совет рынка» Максим Быстров / Андрей Гордеев / Ведомости

Рост цен на электроэнергию на оптовом рынке в 2021 г. продолжится. По последним прогнозам ассоциации «Совет рынка», если в Центральной России и на Урале они увеличатся всего на 4,6%, то в Сибири – на 12%. Виной всему не только многочисленные нерыночные надбавки к цене мощности, но и действия самих потребителей, считает «Совет рынка». Председатель правления ассоциации Максим Быстров в интервью «Ведомостям» рассказывает, как можно сдержать цены на электроэнергию и о создании первой в России системы онлайн-мониторинга объема выбросов СО2.

«На Кавказе проблема заключается в отношении местных властей к долгам за энергоресурсы»

– Недавно «Совет рынка» лишил статуса гарантирующих поставщиков (ГП) электроэнергии «Каббалкэнерго», «Калмэнергосбыт» и «Карачаево-Черкесскэнерго». Как это поможет решить проблему неплатежей в Северо-Кавказском федеральном округе (СКФО)?

– Эти компании долгое время оставались лучшими плательщиками на Северном Кавказе с уровнем платежей 97–98%, но в последние месяцы не платили вообще ничего. Инициировали решение о лишении ГП статуса субъекта оптового рынка генерирующие компании. Почему? Вероятно, потому, что им проще договариваться о возврате долгов с сетевой компанией, чем с входящими в этот же холдинг ГП. У сетевой компании больше активов, проще взыскать долг через суд и процедуру исполнительного производства. Думаю, данное решение должны комментировать сами инициаторы. Но мне кажется, что это такой жест отчаяния. Напомню, что в январе 2020 г. между генерирующими компаниями и «Россетями» по Северному Кавказу был подписан меморандум, в рамках которого была реструктурирована часть долга по этому региону под условие 100%-ной оплаты текущих платежей. Общая сумма задолженности на тот момент составляла 54,3 млрд руб. Поскольку несколько месяцев назад текущие платежи прекратились, эти договоренности были разорваны. 

– Каков сегодня суммарный долг этих трех ГП?

– Общий долг составляет 2,2 млрд руб.

– Большую часть из 2,2 млрд руб., которые остаются висеть на лишенных статуса ГП, придется списать?

– По общей практике лишение ГП статуса субъекта оптового рынка чаще всего приводит к тому, что сбытовая компания теряет бизнес и банкротится. Долги остаются на ней. Но если в других секторах при банкротстве следует распродажа имущества, за счет которого гасятся долги, то в энергетике не совсем так. После временного перехода функций ГП к сетевой компании проводится конкурс на присвоение статуса ГП в конкретном регионе. По итогам конкурса находится компания, которая получает этот статус и за счет собственных средств гасит часть, а иногда и 100% долга предыдущего ГП (так было, например, в Челябинске, где новый ГП погасил порядка 5 млрд руб.). Статус ГП – это гарантированный бизнес, оборот которого в зависимости от региона может достигать нескольких десятков миллиардов рублей в месяц. Поэтому, думаю, и на эти три территории найдутся претенденты, готовые выкупить пусть не 100%, но какую-то ощутимую часть долга. Тем более что собираемость платежей с потребителей здесь находится на весьма удовлетворительном уровне, особенно в сравнении с соседними республиками.

– Есть сейчас еще кандидаты на лишение статуса ГП?

– Нет. В целом, если из общей картины платежной дисциплины на оптовом рынке вычесть Северный Кавказ, у нас собираемость платежей близка к 100%.

– Могут еще что-то сделать участники энергорынка, чтобы сгладить ситуацию в СКФО? Или нужно выносить это на уровень правительства?

– Многое уже сделано. В частности, несколько лет назад на федеральном уровне был принят пакет поправок о платежной дисциплине, уточняющих порядок отключения неплательщиков и вводящий административную ответственность за непредоставление должниками энергетикам гарантий по оплате электроэнергии. Платежная дисциплина в результате улучшилась, в том числе и в СКФО. Но сегодня этот эффект исчерпан, и, мне кажется, в законодательном плане эти меры можно подкручивать: усиливать ответственность, увеличить размер пеней за просрочку и т. д. Но это уже настроечные вещи, которые на общей картине сильно не скажутся.

Что касается Северного Кавказа, там несколько всем известных проблем, в той или иной степени актуальных и для некоторых других регионов. Первая – это отношение местных властей к вопросу долгов за энергоресурсы (электричество, газ и др.). Ведь основные неплательщики – это предприятия ЖКХ: водоканалы, котельные и т. д. К примеру, водоканалы потребляют большой объем электроэнергии и не платят за нее. В отдельных субъектах СКФО они перечисляют поставщикам ресурса даже не десятки процентов, а единицы. При этом там тарифы на воду кратно ниже, чем у соседей. Счетчиков на воду нет, а нормативы потребления (по которым и платят люди) сильно занижены. Поэтому у водоканалов денег хватает только на то, чтобы платить зарплату сотрудникам и проводить текущие ремонты. Когда мы приходим и спрашиваем: что нам делать, вы же потребляете энергию? Нам отвечают, что поднять тарифы нет возможности, потому что это социальный вопрос. Вторая проблема – это сверхнормативные потери в сетях. Это потери из-за отсутствия приборов учета электроэнергии, незаконных подключений к энергосетям и т. д. Где-то даже воровство. Такая же история, кстати, и с газом. «Россети» и власти регионов перекидывают эту проблему друг на друга, но по факту ничего не решается.

– 2019 год был одним из самых удачных по собираемости платежей за электроэнергию. Каким стал 2020 год и какова ситуация с долгами за электроэнергию по состоянию на июль 2021 г.?

– В 2020 г. было трудно: локдаун в несколько месяцев, стагнация в экономике, снижение энергопотребления. Не добавляло оптимизма и постановление правительства, разрешающее не платить пени за долги. Тем не менее апокалипсиса не случилось, а общая собираемость платежей в рознице осталась на уровне предыдущего года – 99,1%. Население, конечно, платило немного хуже, но промышленность платила даже лучше, чем годом ранее. Это выровняло ситуацию. Уровень платежей на опте в 2020 г. также соответствовал 2019 г. – 99,9%. В 2021 г. спрос восстанавливается, собираемость на розничном рынке подросла по сравнению с 2020 г. на 1 процентный пункт и составляет 99,5%. На ОРЭМ текущий долг составляет 82,4 млрд руб., а прирост с начала года – 9,4 млрд руб. – полностью за счет ГП «Россетей». То есть, если бы Северный Кавказ продолжал платить так, как он платил в прошлом году, ситуация была бы вообще идеальной.

«Создать индустрию ВИЭ, функционирующую без господдержки»

– Как вы оцениваете условия второй программы поддержки ВИЭ на 2025–2035 гг.?

– Первая программа на 2014–2024 гг. (ВИЭ 1.0) заработала только к концу своего существования. Поясню, что имею в виду. Проекты первой программы отбирались по принципу минимального CAPEX (капзатрат), т. е. самые дешевые с точки зрения строительства электростанции. А серьезно снижаться капексы начали только во время последней трети программы, когда сформировалась конкуренция, появились крупные игроки, такие как «Новавинд» (подразделение «Росатома»), «Фортум», Enel и др. В целом ВИЭ 1.0 обойдется потребителям оптового энергорынка примерно в 1,7 трлн руб. Поэтому, когда речь зашла о второй программе, были самые крайние точки зрения. Я тоже сомневался в ее целесообразности, чтобы потом не возникло программы ВИЭ 3.0, ВИЭ 4.0 и т. д. В рамках первой программы декларировалось, что она была придумана и так дорого обошлась энергорынку потому, что мы создавали индустрию с нуля – производство солнечных панелей, гондол для ветряков, ветрогенераторов. Мы спросили: «Достигнута ли эта цель?» Представители ВИЭ-сообщества ответили: «Да. Но нужна вторая программа, чтобы обеспечить сбыт для этой продукции». Но «Совет рынка» эта цель кардинально не устроила. И мы предложили сформировать другую: по итогам ВИЭ 2.0 создать индустрию производства и эксплуатации ВИЭ-объектов, которая сможет функционировать на рыночных условиях без господдержки.

– То есть цель второй программы в том, чтобы третьей уже не было?

– Да. И здесь родилось еще два принципа, включенных в ВИЭ 2.0, с которыми согласились бизнес и правительство. В первой программе стояла цель построить 5,6 ГВт зеленых мощностей. В новой программе фиксируется сумма, которую просубсидируют потребители оптового энергорынка. Изначально речь шла о 400 млрд руб. на 10 лет. Но в прошлом году эта цифра снизилась до 360 млрд руб. Логика этого принципа очень простая: инвесторы либо строят много дешевой ВИЭ-генерации, либо строят мало, но дорогую. И второй принцип: если раньше отбирали самые дешевые проекты по капзатратам, то сейчас отбор будет проводиться по одноставочной цене электроэнергии – LCOE (levelized cost of energy). Туда уже входит CAPEX, OpEx, доходность и то, какой объем электроэнергии этот объект генерации сможет продать на рынке. Таким образом, вариантов для снижения LCOE много.

– Было много споров по поводу требований к уровню экспорта и локализации оборудования в ВИЭ 2.0. Как вы считаете, не слишком ли закрутили гайки?

– Когда обсуждалась вторая программа, то к нам приходили представители отрасли и говорили: «Чтобы загрузить заводы, построенные в рамках ВИЭ 1.0, нам нужно ввести в России, условно, еще 10 ГВт мощностей в ближайшие годы». Тогда мы спрашивали, смогут ли они часть продукции поставлять на экспорт. Они ответили: «Да, сможем». Так и родилась идея, которую активнее всех продвигал Минпромторг. По локализации, наверное, можно было вообще не выдвигать никаких требований. Но у правительства правильное желание – иметь в РФ собственное производство. Есть идея, что в стране уже можно строить ВИЭ без господдержки – только за счет обычных платежей на рынке. И это означает, что требований по локализации, нужных для победы в отборе по ДПМ, уже не будет. В этом случае можно применять любую технологию в мире – самую дешевую или самую лучшую по КПД, – построить генерирующий объект и получить деньги за счет рыночных механизмов. Думаю, что скоро мы такие примеры увидим.

«В ведении углеродного регулирования в ЕС вряд ли есть риск для отрасли»

– Почему «Совет рынка» в мае не стал рассматривать создание единого оператора системы зеленых сертификатов? Когда сможете вернуться к этому вопросу?

Максим Быстров

Председатель правления ассоциации «НП Совет рынка»
Родился в 1964 г. в Москве. Окончил Московский инженерно-строительный институт (МИСИ) и Всероссийскую академию внешней торговли. Начал карьеру в МИСИ инженером на кафедре использования водной энергии
1987
инженер треста «Мосзагранэнергооргстрой» в Минэнерго СССР
2001
пришел в Минэкономразвития России, последняя должность – замдиректора департамента тарифного регулирования и инфраструктурных реформ
2006
замруководителя РосОЭЗ, курировал Инвестиционный фонд Российской Федерации
2007
замминистра регионального развития России, курировал вопросы подготовки к Олимпиаде-2014 и инвестиционный фонд
2009
замдиректора департамента промышленности и инфраструктуры правительства России
2010
заместитель полпреда президента России в Северо-Кавказском федеральном округе (СКФО), инвестиционный уполномоченный президента в СКФО
2013
предправления ассоциации «НП Совет рынка» и ОАО «АТС» («дочка» «НП Совет рынка»)

– Правительство по поручению премьер-министра готовит документ, который называется «Фронтальная стратегия социально-экономического развития России». В нем есть подпроект «Зеленые сертификаты», в подготовке всех обоснований, этапности и прочих аспектов для которого мы участвовали. Там обозначен срок для запуска российской системы обращения сертификатов происхождения электроэнергии – первая половина 2022 г. В свою очередь, реализация этих положений требует внесения изменений в законодательную базу. Предполагалось, что Госдума примет соответствующий законопроект в этом году в весеннюю сессию. Но этого не случилось – правительство так и не внесло документ, т. е. рассмотрение сдвинулось теперь на осень-зиму. Помимо законопроекта еще нужно написать и принять подзаконные акты, а техническая реализация, по нашим оценкам, займет 6–9 месяцев. Поэтому вывести на рынок сертификаты в обозначенные сроки мы уже не успеем.

Кроме того, развернулись серьезные дискуссии по поводу того, нужна ли вообще нам национальная система обращения сертификатов: для этого нужен реестр, оператор реестра и т. д. Некоторые крупные потребители и федеральные органы исполнительной власти сомневаются в этом. Они говорят: «Есть свободные [прямые] договоры, которые могут заключаться между ВИЭ-генератором и потребителем энергии. Есть организация I-REC из Нидерландов, которая уже вышла на наш рынок со своими сертификатами. Зачем тогда это регулировать?» Для меня это было довольно странно: у нас в стране регулируют сбор хвороста и ягод, а оборот сертификатов почему-то регулировать не хотят. Но степень неопределенности очень высокая. Таким образом, на сегодняшний день «Фронтальная стратегия» не утверждена, нормативная база не принята, в целом есть сомнения в целесообразности регулирования [обращения сертификатов], поэтому и решили этот вопрос отложить. Думаю, что сможем вернуться к этой теме теперь только в 2022 г.

– По этой теме также были разногласия с потребителями оптового энергорынка?

– Потребители говорят: «Мы сегодня платим повышенные платежи за мощность – по программам ДПМ ВИЭ, ДКП АЭС/ГЭС (гарантируют инвесторами повышенную доходность за счет дополнительных платежей потребителей. – «Ведомости»). То есть мы уже за строительство этой генерации заплатили или заплатим в будущем – на протяжении 15 лет, пока эти программы будут реализовываться. Поэтому сертификаты нужно раздать бесплатно». Но есть позиция правительства, что генераторы с низким углеродным следом должны именно продавать сертификаты и получать дополнительную выручку. [Спецпредставитель президента по вопросам устойчивого развития] Анатолий Чубайс, кстати, об этом же говорил. По его мнению, бесплатную раздачу низкоуглеродных сертификатов европейцы, скорее всего, приравняют к скрытой субсидии. В результате российские экспортеры не смогут за счет них снизить платежи в рамках трансграничного углеродного регулирования ЕС.

– Но еще нужно добиться признания этих сертификатов в ЕС.

– Конечно. Это как раз работа Анатолия Борисовича [Чубайса]. И она ведется. Правда, неопределенности очень много. Никто точно не понимает, как будет выглядеть система трансграничного регулирования ЕС, как будет администрироваться. Но я убежден, что национальную систему сертификатов происхождения электроэнергии (с участием «Совета рынка» или без него) создавать надо. 

– Каковы риски углеродного регулирования для российских энергетиков? Как их минимизировать?

– Учитывая сравнительно невысокую углеродную интенсивность российской электроэнергетики, введение углеродного регулирования вряд ли можно отнести к рискам для отрасли в целом. Другое дело, что за последние год-два обострилась климатическая повестка, равнодушных к негативному воздействию на климат становится все меньше. Поэтому нужно думать не только о развитии ВИЭ, но и о повышении эффективности и снижении углеродной интенсивности традиционной генерации. А для этого надо видеть существующие сейчас тенденции. В ряде европейских стран объем выбросов СО2 со стороны энергокомпаний сегодня можно отслеживать в режиме онлайн. Например, такие расчетные данные публикует на своем сайте французский оператор национальной сети передачи электроэнергии RTE. Мы хотим сделать такую же систему в России. Мы сейчас завершаем работу над методикой и в ближайшее время планируем презентовать проект, который позволит отслеживать изменение баланса и страновую тенденцию к снижению выбросов СО2 в энергетике.

– Как вы оцениваете перспективы признания европейцами низкоуглеродных сертификатов, выпущенных АЭС?

– Сегодня в ЕС Франция и еще несколько стран уже инициируют признание АЭС как низкоуглеродной генерации. Тут нужно четко понять, что речь идет о борьбе с изменением климата и высокими выбросами СО2. И тогда АЭС нужно признавать низкоуглеродной генерацией, потому что она таковой и является. Все прочие риски эксплуатации, включая риск повторения Чернобыля и Фукусимы, утилизацию отработавшего ядерного топлива, – это уже другая история.

«Зачем путать киловатты электричества с килограммами мусора?»

– Много копий сломано вокруг строительства мусоросжигательных заводов (МСЗ). С одной стороны, с мусором бороться нужно, с другой – кому-то придется за это заплатить: населению, бюджету либо участникам энергорынка. У нас много прибыльных предприятий, в том числе металлургических, которые, по выражению первого вице-премьера Андрея Белоусова, нахлобучивают бюджет. Почему не им?

– Тезис, который сегодня выдвигает «РТ-инвест» (входит в «Ростех», реализует пилотный проект строительства МСЗ в Московской области и Республике Татарстан. – «Ведомости»), глубоко неверный. В компании утверждают, что за энергетическое мусоросжигание будет платить ориентированный на экспорт крупный бизнес. Это не так. Просубсидируют сжигание мусора абсолютно все – от небольших предприятий до магазинов и ресторанов. Не будет такого, что за строительство МСЗ заплатит крупный металлургический завод. И ресторан тоже заплатит, точнее, заплатит гарантирующий поставщик, который дальше эти затраты заложит в тариф для своих потребителей. Кажется, что население не заплатит, поскольку сидит на регулируемых государством тарифах. Но при росте рыночных цен на электроэнергию вырастет и цена для физлиц, а также стоимость товаров и услуг. Причем система устроена так, что 50% затрат лягут на оптовый рынок, а 50% – на потребителей конкретного региона, где строятся МСЗ. Для Москвы и Московской области это будет означать серьезный дополнительный рост цен на электроэнергию – порядка 4%, и это только от пилотных проектов. При этом в Москве нет ни крупных металлургических заводов, ни нефтяных скважин, но платить придется.

– Возможно, честнее было бы включить дополнительную надбавку в тариф на вывоз мусора конкретно в том регионе, для которого строятся МСЗ? Если, конечно, жители это поддержат.

– Я тоже так думаю. Иначе ситуация примерно такая. Предположим, у вас нет машины и вы пришли в магазин что-то купить. А вам говорят: «Мы добавили вам еще стоимость двух литров бензина». Вы удивляетесь: «А зачем мне бензин? У меня нет машины». А вам: «Вы просто заплатили за тех, у кого она есть, иначе для них топливо будет слишком дорогим». Разве это справедливо? Но по факту так и происходит: за строящиеся МСЗ в Подмосковье заплатит промышленность в Рязани, Калуге, Туле и других регионах. Не говоря уже о том, что борьба с мусором не относится к задачам энергетики. Зачем путать киловатты электричества с килограммами мусора?

Кроме того, первые пять заводов еще не построены и в «РТ-инвест» говорили, что сдать их в срок не получится. Поэтому сначала нужно доказать умение строить такие предприятия быстро и качественно. Запустить их, посмотреть, как будут работать. И только потом планировать строить еще 25.

– В апреле правительство своим постановлением фактически сняло с «Ростеха» ответственность за просрочку начала поставки мощности с Балаклавской и Таврической ТЭС в Крыму. Хотя в 2020 г. «Совет рынка» собирался оштрафовать корпорацию. Вопрос штрафов закрыт окончательно? Сколько средств было по факту списано в качестве штрафов за задержку ввода?

– «Ростех» в лице своей «дочки» «Технопромэкспорт» построил две станции в Крыму. Там четыре блока, два на одной и два на другой. Они задержали ввод по всем четырем энергоблокам. Пытались доказать в судах, что сдвижка произошла по вине сетевой организации, которая якобы не ввела вовремя сетевую инфраструктуру, но проиграли. В итоге по одному блоку был назначен штраф порядка 200 млн руб., и он уже списан. По трем другим блокам по просьбе «Ростеха» правительство выпустило постановление, которое перенесло сроки ввода. Наблюдательный совет поступил в соответствии с решением правительства. Так что по ним вопрос закрыт. А вот первый штраф «Ростех» до сих пор пытается оспорить в судах.

«Совет рынка» планомерно выступает за сокращение перекрестного субсидирования»

– В прошлом году, несмотря на падение спроса из-за пандемии, рост цен на электроэнергию на ОРЭМ продолжился. И предпосылок для снижения нет. Как с этим бороться?

– А где-то в России цены упали хоть на какой-то продукт? Считаю, что у нас цена на электроэнергию (учитывая, что она наполовину рыночная, наполовину регулируется государством) довольно прилично себя ведет: в 2020 г. совокупно по двум ценовым зонам рост был на уровне 3,4%. Если сравнивать с ростом цен на продукты, бензин, металлы – это не много. Кроме того, цена энергии складывается из нескольких составляющих: одни формируются рыночным путем, за другие отвечает правительство. Часть, которая формируется рыночным путем, – т. е. цена электричества на рынке на сутки вперед (РСВ) – снижалась вслед за спросом. Причем в отдельные месяцы существенно – на 6–9%. При этом росла стоимость мощности (плата за готовность генератора в любой момент начать вырабатывать электроэнергию. – «Ведомости»), поскольку в ней заложена нерыночная часть. Это так называемые надбавки: доплата за генерацию в Калининграде и Крыму, надбавки в рамках ДПМ за строительство АЭС, ГЭС и ВИЭ. Эта часть регулируется решениями правительства. Мы этот рост не генерируем, а только подсчитываем. И одноставочная цена, состоящая из цены электроэнергии на РСВ и цены мощности, также росла, хоть и не катастрофическими темпами. Не нужно забывать и то, что к «одноставке» добавляется также сетевой тариф за передачу электроэнергии и сбытовая надбавка (которые также устанавливает государство). Не вдаваясь в детали – все рыночные факторы, связанные с падением спроса на электроэнергию в 2020 г., отработали четко: падал спрос – падала цена на РСВ. Все нерыночные сработали в обратную сторону. Поэтому и конечная цена для потребителей в итоге росла. Население же приобретало электроэнергию по тарифам, установленным региональными регуляторами. Цена на электроэнергию для населения в 2020 г. выросла в среднем менее чем на 3,5%, не превысив инфляцию, которая, по данным Росстата, составила 4,9%.

– Рост цен будет сохраняться вечно, пока действует перекрестное субсидирование?

– Конечно. Любое проявление перекрестного субсидирования приводит к искажению рыночных цен. «Совет рынка» планомерно выступает за сокращение перекрестного субсидирования в электроэнергетике. К тому же у нас есть верхняя планка, которую поставил президент, – уровень инфляции. Это облегчает жизнь. Не секрет, что сегодня много желающих собрать денег с потребителей на оптовом рынке под видом надбавки под тот или иной проект. Теперь мы говорим им: «Отличная идея, но тогда мы выходим за пределы инфляции, поэтому денег нет». То есть тут приходится либо умерить аппетиты, либо нарушить указание президента, чего никто не хочет делать.

– Какие прогнозы по ценам на электроэнергию в 2021 г.?

– Мы скорректировали прогноз, который делали весной. В первой ценовой зоне рост в текущем году к 2020 г. составит 4,6%, во второй ценовой зоне – 12%. В целом по двум зонам – 6%. При этом среднегодовой темп прироста прогнозных значений на период 2022–2027 гг. и по РСВ, и по мощности находится ниже предполагаемых темпов инфляции.

– Почему такой стремительный рост прогнозируется в Сибири?

– Обычно против любого, даже минимального, роста цен выступают крупные потребители, которые нас периодически очень жестко критикуют. Мы поясняем, что есть рыночные факторы, которые зависят от нас, и нерыночные, формируемые решениями правительства. Но даже когда цена формируется рынком, случаются вот какие истории. Когда мы в 2017 г. отбирали рыночную цену в рамках долгосрочного конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2021 г., одна металлургическая компания сказала, что в Сибири ей нужно будет дополнительно 2,3 ГВт мощностей. Мы этот дополнительный спрос должны были учесть в отборе мощности. Прирост спроса, естественно, приводит к росту цены на мощность, а значит, и конечной цены электроэнергии. В итоге спрос на электроэнергию вырос, но в значительно меньшем объеме. А цена КОМ уже выросла, и вслед за ней стоимость электроэнергии для всех остальных потребителей. Так что можно сказать, что рост цены был спровоцирован действиями одного из потребителей энергии.

– Нужна ли ревизия нерыночных надбавок к цене на мощность и какие из них, на ваш взгляд, точно нужно отменить?

– Сам принцип формирования некоторых надбавок носит долгосрочный характер – 10–15 и более лет. И они уже зашиты в договорные конструкции между потребителями и генераторами, а также планы правительства. Поэтому такие надбавки отменить нельзя. Но есть надбавки, которые считаются ежегодно, – к примеру, надбавка для выравнивания тарифов на электроэнергию в Дальневосточном федеральном округе. Наверное, можно постепенно снижать их размер. То есть совсем отказаться от нерыночных надбавок невозможно, но часть из них можно оптимизировать. Но самое главное – не вводить новых. Всегда находятся интересанты, которые приходят и говорят: «Понятно, что нельзя [просить новых надбавок], но нам-то можно». Приходится отбиваться.

– Какой ваш рецепт предотвращения перехода промышленных предприятий на собственную (распределенную) генерацию? И нужно ли его предотвращать?

– Предотвращать не надо, потому что с экономикой бороться бессмысленно, более того – вредно. В конце концов, это деньги конкретного предприятия, его бизнес-планы и решения. Проблема заключается в другом. Есть производства, которые гарантируют, что вообще не будут потреблять энергию из сети, готовы «обрезать провода» и в случае поломки собственной генерации просто остановить производство. Такие случаи есть, и это честный подход. Но есть и другие. Строят свою генерацию, а когда она ломается или выводится в ремонт – берут электроэнергию из единой энергосистемы. При этом за обслуживание сетевой инфраструктуры не платят, не платят за мощность. И вот это уже несправедливо. Вопрос в том, как сделать честным платеж для потребителей, которые не хотят рвать связи с энергосистемой. И при этом соблюсти баланс затрат, которые несет собственник мощности и сетевой комплекс. Здесь нужно какое-то компромиссное решение.

– Позволит ли введение резерва сетевой мощности снизить затраты «Россетей» и, как следствие, тарифы на передачу электроэнергии?

– Это такая же история про справедливость. Есть завод, у которого присоединенная мощность сформировалась еще в советское время. И он может ее вообще не использовать, но от нее не отказывается, поскольку бесплатный ресурс хорош сам по себе. В «Россетях» говорят, что у них есть подстанции, в которых фактически имеется свободная мощность, но теоретически она вся уже разобрана (поскольку зарезервирована под конкретного потребителя). То есть они могли подключить других потребителей, которые в этом нуждаются, но не делают этого. Под новых потребителей приходится строить новые подстанции и включать капзатраты в сетевой тариф, который распространяется на всех. Изменение логики оплаты сетевых услуг должно привести к оптимизации загрузки существующих мощностей. Вот представьте, что вы живете один в пятикомнатной квартире и платите высокую цену за коммуналку и большой налог на имущество. В какой-то момент становится проще продать эту квартиру, часть денег положить в банк под проценты, а взамен купить однокомнатную. И это чистая экономика. Здесь такая же история.

– Вы согласны или нет с утверждением, что сложившийся энергорынок в России – это рынок генераторов, а не потребителей?

– «Совет рынка» создан как раз для баланса интересов между всеми его членами – генераторами, потребителями, инфраструктурой и государством. И баланс интересов нужно выдержать не только между генераторами и потребителями, но и между всеми остальными. Более того, представительство у палат поставщиков и покупателей равное. И если кого-то, условно, обижают – есть право вето. При этом с 2019 г. по настоящее время генераторы, как и органы власти, ни разу не воспользовались этим правом, в то время как потребители четыре раза блокировали вынесенные на рассмотрение набсовета «Совета рынка» проекты решений, которые их не устраивали. С другой стороны, нас критикуют за то, что некоторые решения мы долго не можем принять. Но это происходит ровно потому, что они затрагивают интересы как генераторов, так и потребителей. И нет перевеса ни тех ни других. Такая демократия.

– Как стимулировать людей более бережно относиться к электроэнергии как ресурсу? Стоит ли просто чуть быстрее повышать тарифы на электричество для населения, а не вписываться в инфляцию?

– Такое решение уже есть. Согласно «Прогнозу социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 г. и на плановый период 2022 и 2023 гг.», подготовленному Минэкономразвития, регулятор должен повышать цены на электроэнергию темпами, превышающими инфляцию. Но, к сожалению, у нас в системе регулирования тарифов и цен сложная ситуация: закон ограничивает как рост совокупного платежа домохозяйства за услуги ЖКХ, так и предельный рост общей стоимости всех услуг (в общем доходе семьи). Эти параметры в Кремле и Белом доме отслеживают жестко. Поэтому не всегда тарифы за электричество растут быстрее инфляции. Хотя все понимают, что нужно стремиться к системе, которая работает во многих ведущих экономиках мира, когда население платит за электроэнергию больше, чем промышленность. 

– В интервью «Ведомостям» год назад вы говорили, что в целом поддерживаете введение для населения нормирования потребления электроэнергии. Это поможет сократить потребление электроэнергии?

– Нормирование – неправильный термин. Корректнее говорить о введении уровней оплаты в зависимости от объема потребления электроэнергии. То есть чем меньше потребляет домохозяйство, тем дешевле для него будет стоить электричество. Если человек живет один в однокомнатной квартире и мало потребляет, для него будет один тариф, а если живет в большом коттедже и заряжает «Теслу» каждый день – немного другой. У нас есть, кстати, регион, где эта система уже действует, – это Крым. Там работает блочная система оплаты электроэнергии, т. е. установлены ступенчатые тарифы: при потреблении до 150 кВт ч в месяц – 3,31 руб. за 1 кВт ч, от 150 до 800 кВт ч в месяц – 4,17 руб., более 800 кВт ч – 5,53 руб. Такую систему можно было бы распространить и на другие регионы. При этом планку потребления и размер платежа на каждой ступеньке можно настроить на местном уровне.