Как снять энергоудавку с промышленности

Фото pixabay.com

На прошлой неделе, как сообщают СМИ, завершился последний отбор по программе поддержки ВИЭ до 2024 года, рассчитанной на 5,5 ГВт. И несмотря на возражения потребителей, сейчас в правительстве обсуждается ее продление до 2035 года еще на 10 ГВт на тех же условиях – когда проекты реализуются по договорам предоставления мощности (ДПМ), гарантирующим возврат инвестиций в течение 15 лет за счет повышенных платежей потребителей оптового энергорынка. Одновременно в начале июня «Россети» попытались в публичном поле в очередной раз обосновать инициативы, которые точно так же приведут к росту нагрузки на энергоемких промышленных потребителей, – о дифференциации сетевого тарифа, введении платы за резерв мощности, цифровизации. Промышленники предупреждают: цена электроэнергии, и без того перегруженная, достигла предельного уровня, при котором дальнейшее ее повышение приведет к снижению электропотребления.

В начале июня заместитель генерального директора «Россетей» Павел Гребцов обосновал «справедливость» обременения прямых потребителей магистральных сетей ФСК, тариф для которых предлагается поднять в полтора раза, неэффективными или недоучтенными затратами, возникающими в распределительных сетях МРСК. Однако при этом «Россети» не предлагают никаких путей решения проблемы эффективности затрат собственно распределительных сетей. Доля перекрестного субсидирования в тарифе МРСК на уровне напряжения ВН (высокий уровень) сейчас в несколько раз превышает аналогичный показатель для уровней напряжения СН (средний уровень) 1 и 2 и НН (низкий уровень), – получается, что такое положение дел выглядит для сетевой монополии справедливым. Но в таком случае поставленная государством задача сокращения перекрестного субсидирования «Россетями», по сути, игнорируется.

В то же время, у госкомпании явно есть резервы: хотя истинное финансовое состояние филиалов «Россетей» непрозрачно, если ориентироваться на отчетность МСФО, то в 2014-2015 годах консолидированная EBITDA превышает объем перекрестного субсидирования. Таким образом, направление хотя бы части прибыли «Россетей» на ликвидацию перекрестного субсидирования в электросетевом комплексе позволило бы мотивировать госкомпанию разрешить проблему перекрестного субсидирования вместо того, чтобы искать обоснования для увеличения тарифов для промышленных потребителей.

Расчеты «Россетей» на то, чтобы увеличить объем полезного отпуска, опровергаются статистикой. По данным Росстата, в 2010-2017 годах темп прироста электропотребления для населения почти в 10 раз превысил аналогичный показатель для прочих потребителей, а объем потерь, оплачиваемый потребителями, в 2017 году, превышает уровень 2010 года. Таким образом, потребители, не относящиеся к населению, явно не готовы сейчас потреблять больше электроэнергии, и завышенные тарифы госкомпании, очевидно, играют в этом не последнюю роль.

При этом госкомпания не заявляет никаких механизмов по сопоставимому снижению тарифа и недопущению раздувания выручки при увеличении бумажного объема поставки. А объявленная масштабная программа цифровизации, оцениваемая в триллион рублей, предлагается к реализации без предварительного испытания предлагаемых решений на пилотных проектах и вынесения результатов на общественное обсуждение. Даже само понятие «цифровизация в электросетевом комплексе» до сих пор не формализовано и непонятно энергетикам и регуляторам. Складывающаяся ситуация выглядит как желание «Россетей» увеличить выручку и тариф за счет действующих потребителей для сохранения собственных неэффективных затрат.

Столько же претензий можно предъявить и к поддержке ВИЭ за счет оптовых потребителей энергии. Действующая программа ДПМ ВИЭ только формально завершится в 2024 году: оплата по ДПМ продлится до 2037 года в объеме около 2 трлн руб., из которых доля переплаты по сравнению с энергоснабжением от традиционных электростанций (ТЭС, ГЭС, АЭС) достигает 90%. В 2021-2030 годах стоимость ДПМ ВИЭ в одноставочной цене оптового рынка превысит 6%, при том что доля электроэнергии отобранных проектов ВИЭ будет примерно в 10 раз меньше.

О неэффективности этих трат говорят по крайней мере два показателя. Во-первых, электростанции ВИЭ по определению метеозависимы, они никак не могут самостоятельно обеспечить надежное энергоснабжение и требуют постоянного поддержания избыточных резервов традиционной генерации. Во-вторых, субсидирование ВИЭ со стороны энергоемких предприятий (металлургическая, нефтяная, химическая отрасли) ведет к заметному росту стоимости базовых товаров экономики – металла, пластика, топлива, а это снижает темпы экономического роста и вызывает социальное напряжение в обществе.

Важно также отметить, что отечественные производители оборудования ВИЭ в 2013-2019 годах не смогли фактически экспортировать даже 10% от объема отечественного рынка, а при этом себестоимость поставки электроэнергии и капитальные затраты отечественных ВИЭ в несколько раз превышают аналогичные показатели в зарубежных энергосистемах. Реальная конкуренция и снижение капитальных затрат происходили только на отборах 2018-2019 годов из-за превышения предложения отечественных поставщиков ВИЭ над незначительным объемом невыбранной квоты. Исходя из этого, если бы изначально были корректно рассчитаны нормативные капитальные затраты и заданы объемы суммарной квоты кратно меньше мощностей производителей отечественного оборудования ВИЭ – тогда обычная конкуренция могла бы принести эффект в размере от нескольких сотен миллиардов до триллиона рублей. Очевидно в этой связи, что использование части полученной инвесторами сверхприбыли позволит отечественным ВИЭ развиваться без необходимости поддержки за счет оптового рынка.

И примеры такого развития уже есть. На недавнем Петербургском международном экономическом форуме было подписано соглашение между ключевым игроком ВИЭ в России «Хевелом» и Омским НПЗ «Газпром нефти» о строительстве в 2019 году солнечной электростанции мощностью 1 МВт на полностью коммерческой основе, с окупаемостью за счет конкуренции со стоимостью и поставками электроэнергии из единой энергосистемы и без применения административного механизма ДПМ. Ранее несколько похожих проектов были уже реализованы для объектов «Транснефти» и «Сибура» без субсидирования за счет платежей прочих субъектов энергорынка. Примечательно, что тот же «Хевел» в прошлом году выиграл тендер на строительство двух солнечных электростанций (СЭС) в Казахстане, снизив стартовую цену на 30%, до 0,05-0,06 долл. за 1 кВт-ч. При этом согласно последнему отбору по программе поддержки ВИЭ в России цена СЭС составила более 6 руб. за 1 кВт-ч – получается, российский «Хевел» продает солнечную электроэнергию внутри страны дороже, чем в Казахстане.

Что в этой связи предлагают промышленные потребители? Прежде всего, было бы неплохо обратить внимание на текущие неэффективные затраты «Россетей» и иначе ориентировать компанию на государственном уровне – например, на увеличение объема потребления из единой энергосистемы у категорий, не относящихся к населению, и непревышение выручки над инфляцией (с поправкой на полезный отпуск).

Увеличение объемов квот для ДПМ ВИЭ нецелесообразно до снижения платежей по первой программе, которое произойдет не ранее 2026-2027 годов. Во избежание задвоения платежей по программам поддержки ВИЭ через оптовый рынок сначало необходимо дождаться высвобождение денежного потока от первой программы поддержки ВИЭ.

Реализацию новых объемов отечественных ВИЭ необходимо проводить в условиях естественной ценовой конкуренции и переориентировать на поддержку экспорта отечественного оборудования на зарубежные рынки, замещение сжигания сверхдорогого привозного топлива в изолированных энергосистемах, конкуренцию с поставками из единой энергосистемы на розничном рынке. Для этого необходимо снятие административных барьеров, налоговое стимулирование, обеспечения льготного финансирования проектов. Это научит отечественные ВИЭ «плавать» самостоятельно и приносить отдачу для отрасли электроэнергетики и экономики страны в целом.

А главное – необходимо опираться на экспертно-научные исследования, определяющие предельную нагрузку электроэнергетики на ВВП исходя из соотношения тарифов и энергоемкости экономики. Связь между этими параметрами однозначная: чем выше энергоемкость (а в России она весьма высока), тем ниже должен быть тариф на электроэнергию, чтобы обеспечить энергоемким секторам конкурентоспособность. Поэтому роста и без того избыточной нагрузки на энергопотребителей не должно быть в принципе. Иначе станет очевидно, почему отсутствует рост реального несырьевого сектора экономики, не достигаются плановые темпы роста ВВП, а отечественные товары вынуждены уступать зарубежным как на мировом, так и на внутреннем рынках.