Стало ли для вас неожиданностью это назначение, учитывая отсутствие опыта работы в госструктурах?
Не могу сказать, что с детства мечтал стать заместителем министра энергетики РФ.
Да и в недалеком прошлом вряд ли думал об этом.
Так что назначение в определенной степени оказалось неожиданным.
Что касается работы в госструктурах, опыт управления большими организациями и коллективами у меня есть, в том числе в компаниях, которые можно отнести к категории госструктур.
В электроэнергетике я давно и знаю отрасль.
Основная разница в том, что на службе в Минэнерго моя ключевая задача — не получение финансовой выгоды для предприятия, как в коммерческой организации, а развитие отечественной электроэнергетики в глобальном масштабе.
Источники “Ъ” говорили, что на принятие решения повлияли ваши знакомства, например, с главами «Роснано» Анатолием Чубайсом и Сбербанка Германом Грефом и рядом других.
Я читал статью в “Ъ” после моего назначения.
Вы знаете, я не был знаком со многими из тех, кто в материале был причислен к моему кругу общения.
В истории моего трудоустройства в Минэнерго нет ничего тайного: сначала я успешно прошел собеседование у своего непосредственного руководителя — министра энергетики Александра Валентиновича Новака, после чего моя кандидатура прошла процедуру согласования и была одобрена Дмитрием Николаевичем Козаком как вице-премьером, курирующим ТЭК.
На решающей стадии документы были переданы на рассмотрение председателю правительства, и когда Дмитрий Анатольевич Медведев принял положительное решение и подписал приказ о назначении, я был оформлен в соответствии с Трудовым кодексом и незамедлительно приступил к исполнению обязанностей.
До назначения в Минэнерго вас сложно было назвать публичной фигурой…
Мои предыдущие должности не подразумевали публичности, но при этом участникам отрасли я знаком, особенно в Санкт-Петербурге, на региональном уровне.
На федеральном уровне с некоторыми коллегами сейчас идет процесс знакомства по-новому, потому что я в другом статусе.
Правительство обсуждает механизм продления поддержки ВИЭ после 2024 года. Какой инвестресурс под это можно выделить? Какой дополнительной объем зеленой мощности на него построить?
Минэнерго выступает за продление поддержки ВИЭ и после 2024 года, до 2035 года.
Сейчас идет финальная стадия проработки программы, корректируем расчеты.
Окончательные параметры будут утверждены на совещании у Дмитрия Козака.
Сам механизм как будет выглядеть?
Он будет похож на предыдущий с усилением требований по локализации и экспорту.
Насколько вообще целесообразно сейчас усиливать требования к локализации оборудования для ВИЭ?
Это выгодно для экономики страны.
Мы как министерство заинтересованы в том, чтобы в России развивались собственные производства, бизнес платил налоги.
Какой будет доходность по программе?
Все вам расскажем после утверждения программы на совещании у Дмитрия Николаевича.
Пока рано говорить.
Сохранится ли менее востребованный механизм поддержки за счет розницы через закупку их выработки сетями для покрытия потерь?
Такая поддержка должна быть.
По крайней мере, пока цена зеленой генерации не выйдет на паритетный уровень с генерацией традиционной.
Поддержка мусоросжигательных ТЭС сохранится за счет ДПМ ВИЭ или будет вынесена в другой механизм?
Мы выступаем против поддержки программы за счет тарифа.
Полагаем, что компенсация должна быть из других источников.
Исходим из того, что есть поручение президента о том, что рост тарифов на энергорынке не должен превышать уровень инфляции.
Минэкономики, например, предлагало часть финансирования мусоросжигательных ТЭС переложить на бюджет. Вам эта логика близка?
Еще раз: нам близка такая логика, что Минэнерго готово рассматривать и поддерживать любые программы, которые не предполагают увеличения тарифной составляющей.
Поддержка мусоросжигающих ТЭС может быть реализована через разные механизмы: надбавка к цене оптового рынка, экологический сбор, налоговое стимулирование, субсидирование процентных ставок, другие меры.
Правительство также поручало подготовить предложения по развитию генерации в изолированных энергорайонах. Какие есть варианты развития энергетики с учетом высоких цен на топливо, северного завоза? Всегда ли эффективно создание ВИЭ в качестве альтернативы?
Надо рассматривать вопрос комплексно.
В ряде случаев будет целесообразней объединить энергорайоны, что в итоге может снизить тарифы.
Параллельно надо анализировать, где будет эффективней строить зеленые мощности, как вариант, это может быть развитие гидроэнергетики.
При распределении общего инвестресурса Минэнерго также надо было посчитать расходы на строительство АЭС. О каких суммах идет речь? Какие атомные энергоблоки могут быть поддержаны при новом инвестцикле?
Сейчас прорабатываем вопрос с коллегами из «Росатома», пока не готов раскрыть подробности.
Правительство также давало поручение пересмотреть параметры отбора проектов модернизации. Какие изменения вы будете вносить?
Здесь надо обратить внимание на несколько моментов.
С одной стороны, мы готовы обсуждать новые критерии, которые могут повысить эффективность процесса.
С другой стороны — ограничены в сроках внесения изменений в отбор, который пройдет в конце августа — начале сентября на 2025 год.
Тем не менее что вы готовы изменить?
Критерии отбора можно дополнить.
Например, если брать первый отбор на 2022–2024 годы, то там по ряду критериев не проходило высокотехнологичное оборудование, в частности большие парогазовые блоки.
Сейчас важно этот момент учитывать, потому что эффективность работы станций повышается при современных высокоэффективных технологиях сжигания газа.
Все-таки приоритет отдается чему — парогазовым установкам (ПГУ) или обновлению ТЭЦ?
Мы говорим о том, что стратегию в вопросе развития парогазовых энергоблоков нужно совершенствовать.
В РФ уже действует механизм альткотельной, он тоже направлен на обновление ТЭЦ. Не удваивает ли таким образом программа модернизации поддержку ТЭЦ?
Нет.
В первом случае речь идет о теплоснабжении.
Во втором — про комбинированную выработку электроэнергии и тепла.
Но набор оборудования в программе модернизации аналогичен.
Теплоснабжение — имеем в виду трубы, в том числе магистральные, которые на балансе ТЭЦ не находятся.
Есть четкая граница, где балансовая принадлежность к станции заканчивается, а дальше идет уже непосредственно теплосеть.
Это разные истории, стоит разделять вопрос эффективности комбинированной выработки и вопрос обеспечения региона теплом.
Зачастую в городах есть предприятия, которые относятся к тепловой сети, у них обычно на балансе котельная и тепловая сеть, и есть предприятия, которые занимаются выработкой электроэнергии.
Тепло в данном случае считается побочным продуктом.
Но с точки зрения эффективного, экономически выгодного производства комбинированная выработка лучше.
Но это все равно побочный продукт для тепловой электростанции.
Какие критерии вы предлагаете поменять, чтобы проходило больше ПГУ?
В рамках первого отбора был относительно ограниченный спектр оборудования.
Была своя логика. Речь идет, например, про газовую турбину, цилиндр высокого давления и др.
Сейчас мы обсуждаем, целесообразно ли расширять требования по модернизации и для других составляющих турбоагрегатов и энергоблоков в целом.
Ведь, для примера, статорная часть генератора — это тоже важный элемент, который также влияет на эффективность выработки электроэнергии на самой станции.
Предельный CAPEX нужен для квоты правкомиссии?
Этот вопрос обсуждается как один из основных.
По нашему мнению, он нужен в том случае, если мы говорим о модернизации и обновлении станции.
Но если мы хотим такую норму определить для высокотехнологичного оборудования, то здесь надо подходить индивидуально.
Почему вы так заостряете внимание на высокотехнологичном оборудовании? Вы ожидаете, что оно не будет проходить по конкурсам?
Высокотехнологичное оборудование, как ни странно, имеет и плюсы, и минусы.
Минус — это высокий CAPEX, а плюс — в том, что эффективность такой станции выше, соответственно, тарифные последствия будут меньше для потребителя.
Здесь надо подходить взвешенно, мы ни на чем не настаиваем.
Будет ли пересматриваться высокий CAPEX Красноярских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 СУЭК?
Отбор прошел, решение принято.
Но возможность пересмотра все же обсуждалась.
Отбор прошел, решение принято.
Недавно со стороны Минэкономики зашла речь о том, чтобы вообще весь объем перекрестного субсидирования в электроэнергетике — до 402 млрд руб.— переложить на бюджет. Но инициатива была очень быстро отозвана из-за недовольства Минфина. Какова была ваша позиция?
Минэнерго — активный участник процесса разработки мер по уменьшению и дальнейшей ликвидации перекрестного субсидирования.
Но все же основным исполнителем является Минэкономики.
Мы со своей стороны помогаем и, как можем, поддерживаем ведомство в борьбе с «перекресткой».
Обсуждаются ли сейчас в правительстве дополнительные меры борьбы с «перекресткой», кроме дифференциации тарифа ФСК, отмены льготного техприсоединения (ТП), введения платы за резерв сетевой мощности? Каков их вклад в снижение общего уровня «перекрестки» и какой он вообще сейчас?
Начну с обсуждений в правительстве.
В Красноярске 30 марта на заседании правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики обсуждался целый ряд мер, направленных на совершенствование нормативно-правовой базы отрасли.
Были приняты протокольные решения о необходимости дифференциации тарифов ФСК, об оплате резерва мощности и изменении правил льготного ТП.
Дмитрий Медведев неоднократно заявлял, что поддерживает эти решения, а в конце июня потребовал их реализации.
Теперь о ликвидации перекрестного субсидирования.
Сейчас, как известно, ценообразование в сетевом комплексе основано на том, что одни потребители, по сути, платят за услуги, оказанные другим потребителям.
Не секрет, что промышленные потребители, присоединенные к распределительным сетям, частично оплачивают услуги по передаче электроэнергии за население и за осуществление льготного ТП.
При этом в тарифах на услуги по передаче электроэнергии по единой национальной электрической сети для потребителей, присоединенных напрямую к магистральному комплексу, не учитываются ни субсидии населению, ни льготы.
Я напомню, это самые стабильные, финансово защищенные предприятия крупного бизнеса.
В итоге — дополнительное финансовое бремя малому и среднему бизнесу.
На которые, как известно, у нас возлагают большие надежды, что именно они должны быть локомотивом современной экономики страны.
Перечисленные мной ранее инициативы как раз и направлены на справедливое распределение перекрестного субсидирования на всех промышленных потребителей, независимо от того, к каким сетям они присоединены.
Но, по сути, эта мера не снизит существенно уровень перекрестного субсидирования, она скорее направлена на решение внутренних проблем «Россетей».
Перекрестное субсидирование в электроэнергетике — это не проблема «Россетей», это исторически сложившаяся практика, которую нужно менять.
Поэтому энергохолдинг и не должен решать эту проблему, тем более за свой счет.
Равно как и не за счет потребителей, подключенных к распределительным сетям, то есть тех самых групп потребителей, которые как раз нуждаются в поддержке.
И эта поддержка, кстати, предусмотрена правительством.
Есть такое распоряжение №511 «Об утверждении стратегии развития электросетевого комплекса», которое предусматривает оказание адресной поддержки малоимущим и социально защищаемым категориям потребителей за счет справедливого распределения нагрузки между всеми категориями бизнеса, включая и тех, кто подключен к Единой энергосети.
Но еще раз — общая нагрузка на бизнес не поменяется, она перераспределится с малого и среднего бизнеса на крупный.
Планомерная работа по ликвидации «перекрестки» ведется постоянно.
И хотя предложенные меры решают ее не в полной мере, то хотя бы тормозят ежегодный рост объемов.
Глава «Россетей» Павел Ливинский предлагал более радикальный сценарий — поднять тариф ФСК для прямых потребителей в четыре раза за три года. Вы эту идею поддерживаете?
Считаем, что такой сценарий обоснован, это правильное предложение.
Более того, инициатива исходно принадлежала Минэнерго, поэтому мы, естественно, поддерживаем такой подход и продвигаем его.
Поясню.
Сейчас в отдельных регионах разница в тарифах в среднем может составлять четыре раза.
Это для потребителей одной категории, но подключенных в одном случае к распределительным, а в другом — к магистральным сетям.
Простой пример.
Два предприятия в близкой мне Ленинградской области: Сясьский целлюлозно-бумажный комбинат и Выборгская лесопромышленная корпорация.
Оба используют примерно одинаковую мощность порядка 22–23 МВт, одинаковы объемы потребления электроэнергии, около 13–16 тыс. МВт•ч в год.
Но в первом случае потребитель подключен к сетям ФСК и платит в год 4,3 млн руб. за электричество, а во втором предприятие запитано от распределительного сетевого комплекса, и его ежегодный расход составляет 23,6 млн руб.
Разница в 5,5 раза!
Подобных примеров много.
В Самарской области Сызранский НПЗ (подключен к ФСК) платит 4,3 млн руб., Куйбышевский НПЗ, подключенный к распределительным сетям,— 15,4 млн руб.
По итогам правительственного решения в среднем по стране стоимость услуг ФСК для прямых потребителей должна вырасти не более чем вдвое, стоимость услуг по передаче электроэнергии снизится в среднем на 6% и еще более существенно — в тех регионах, где есть крупные потребители.
Не эффективнее было бы снижать «перекрестку», убирая квазирыночные надбавки на энергорынке, например, отказаться от субсидирования тарифов на Дальнем Востоке?
Отказ от надбавки на оптовом рынке не приведет к снижению «перекрестки» в электросетевом комплексе.
Повторю, что снижение перекрестного субсидирования — это отдельная стратегическая задача правительства.
И несмотря на все принимаемые меры, есть регионы, где перекрестное субсидирование продолжает расти, в том числе в результате снижения регионального объема полезного отпуска, которое во многом является следствием перехода крупных потребителей на прямые договоры с ФСК.
Если сохранить стимулы для крупных потребителей инвестировать в присоединение к магистральным сетям, то в регионах единственными субсидирующими группами останутся бюджетные и бюджетозависимые потребители, малый и средний бизнес.
В итоге это приведет либо к исчезновению таких предприятий, либо росту их задолженности по оплате услуг по электроснабжению.
В первом случае мы потеряем важнейшее звено современной экономической системы, а во втором получим резкое снижение надежности электроснабжения, потому как сетевым компаниям просто не на что будет проводить ремонты и модернизацию своих активов.
По оценкам Минэкономики, дифференциация тарифов ФСК и оплата резерва мощности приведет к совокупным потерям в 686 млрд руб. Для описания эффекта использована оценка Минэнерго о том, что эти две меры приведут к росту нагрузки на бизнес за 2020–2024 годы на 45 млрд руб. Согласны с расчетами коллег?
В докладе Минэнерго, который мы отправляли в Минэкономики, указанной оценки нет.
При этом сделанные выводы, по нашему мнению, несколько некорректны.
Коллеги не учли мультипликативный положительный эффект для экономики страны, достигаемый за счет снижения тарифов на услуги по передаче электроэнергии для предприятий малого и среднего бизнеса, а также предприятий бюджетной сферы в связи с перераспределением перекрестного субсидирования.
Плата за резерв мощности не меняет тарифную базу и общую нагрузку на потребителей, ее сущность в том, чтобы вводить стимулы для отказа от длительно невостребованных мощностей.
Тут важно заметить, что сегодня в конечном тарифе на электроэнергию сетевая составляющая для крупного бизнеса, подключенного напрямую к сетям ФСК, составляет 15–17%.
Для предприятий, присоединенных к распределительному сетевому комплексу, сетевая составляющая уже достигает 45–55%.
Естественно, снятие такого тяжелого бремени с малого и среднего бизнеса даст ему возможность повысить свою финансовую устойчивость и активнее двигаться вперед.
По нашим расчетам, для предприятий МСП и бюджетной сферы снятие ежегодной нагрузки в 50 млрд руб. приведет к дополнительным 500 млрд руб. в год, которые будут получены за счет стабильного развития предприятий, увеличения и диверсификации их товаров и услуг и, как следствие, роста выручки, увеличения поступлений в бюджеты и так далее.
На какой стадии разработка нормативной базы по оплате резерва мощности?
Существующий сегодня порядок оплаты услуг по передаче электроэнергии исходя из фактически потребленной мощности, по нашему мнению, не стимулирует потребителей к оптимальному использованию мощности, заказываемой при техприсоединении.
Мы изучили соответствующие акты с 2011 года по 2018 год, и, согласно документам, «Россети» по заявкам потребителей построили сетевую инфраструктуру для максимальной мощности в 88 ГВт, при этом фактическая потребляемая мощность приросла лишь на 8 ГВт.
Получается, 90% построенных по заявкам потребителей мощностей не используется.
При этом их надо обслуживать.
О какой эффективности сетевых компаний и сдерживании тарифов можно говорить в таких условиях?
Разговоры о том, что эта мера увеличит нагрузку на тех потребителей, которые планируют в будущем при определенных благоприятных условиях использовать зарезервированную мощность, беспочвенны.
Инициатива позволит пользователям в течение переходного периода понять, нужна им зарезервированная мощность, которую они готовы либо использовать, либо оплачивать ее обслуживание, или от нее проще отказаться в пользу других, что благоприятно скажется на всей энергосистеме в целом.
Напомню, что такой подход уже поддержан и нашим куратором в правительстве Дмитрием Козаком, и премьером Дмитрием Медведевым.
Крупные потребители критикуют все предложения по реформе электросетей. Вы не опасаетесь, что, наоборот, они будут уходить из сети?
Еще раз озвучу одну крайне важную мысль: сегодня получается, что расходы на содержание сетей возложены в большей степени на потребителей распределительных сетей, эффективно использующих имеющуюся у них мощность.
Практику нужно менять, чтобы не случилось краха в электроэнергетике, где точка невозврата еще не пройдена, но уже виднеется на горизонте.
Опасения крупных потребителей, конечно, понять можно, и они активно лоббируют свой подход на разных уровнях.
Но, отдавая должное вкладу этих компаний в экономику нашей страны, нельзя забывать о том, что есть еще и сельское хозяйство, и социальная сфера, которые также являются потребителями электрической энергии и по объективным причинам не могут присоединиться к сетям ФСК.
Я молчу о том, что недофинансирование сетевого комплекса рано или поздно может привести к коллапсу всей системы.
Кстати, уход крупных потребителей на собственную генерацию — это еще одна проблема, которая связана с отсутствием платы за резерв мощности.
Уходя на собственную генерацию, потребители от сети не отключаются, а продолжают держать эту мощность в резерве на случай аварии или ремонта собственной станции.
Сетевая компания при этом обязана обеспечить готовность передачи электроэнергии потребителю в любой момент времени.
По текущим нормам за этот резерв никто платить не будет.
Точнее, будут те, кто этими мощностями не пользуется.
Планирует ли Минэнерго реформировать розницу? Почему принятие решений в этом сегменте так затянулось?
Естественно, Минэнерго поддерживает реформу.
Мы уже сейчас действуем в этом направлении.
Предложенные нами параметры находятся на стадии финальных согласований с заинтересованными ведомствами.
Конкретней расскажем, когда появится ясность с их позициями.
И с решением правительства, конечно же, тоже.
При реформе РАО ЕЭС предполагалось, что в генерации будет много игроков. Сейчас концентрация усиливается — «Интер РАО», «Газпром энергохолдингу» (ГЭХ), «РусГидро», «Росэнергоатому» принадлежит большая часть генерации. Частный «Т Плюс» хочет продаться ГЭХу, «Юнипро» и «Фортум» могут стать одной генкомпанией. Не требуется ли более активных действий со стороны Минэнерго для того, чтобы усилить конкуренцию?
Минэнерго всегда выступало за рыночные, конкурентные отношения.
От этого выигрывают и сами участники, и потребитель.
На наш взгляд, все должно определяться экономическими стимулами.
Минэнерго подготовило проект о выводе генерации, в него включили в том числе и вывод старых атомных энергоблоков. Как будет выглядеть механизм их вывода и какова стоимость этих мероприятий?
Да, законопроект готов, он сейчас на завершающих стадиях согласования.
Мы прописали порядок действий для принятия решений по невостребованной, дорогой генерации или генерации, которую собственник сам хочет закрыть.
Порядком предусмотрена возможность определиться, продолжить ли эксплуатацию объекта такой генерации, несмотря на высокий тариф на оптовом рынке, закрыть его после строительства новых сетей или вообще построить новые блоки на близлежащих станциях, чтобы возместить выбывающую мощность.
Сегодня такой механизм отсутствует, и это, по нашему мнению, снижает надежность энергосистемы, увеличивает долю неэффективной генерации и приводит к дополнительной финансовой нагрузке на конечных потребителей.
Сформировано ли окончательное решение относительно возможности разрыва старых договоров на поставку мощности и новых инвестконтрактов, заключаемых для модернизации ТЭС? Какие могут быть для этого основания?
Если не выполняются требования по локализации — не выполняются требования по срокам вводов.
Все меры прописаны в постановлении правительства.
Там пока прописаны только штрафы, оснований для разрыва инвестконтрактов нет.
Их нет, вы правы.
Мы не являемся сторонниками расторжения ивестконтрактов, при этом активно поддерживаем применение штрафных санкций за нарушение правил, определенных постановлением правительства.
То есть ДПМ, по мнению Минэнерго, должен оставаться неразрывным. Но касательно программы модернизации вы допускаете, что несоблюдение каких-то сроков по вводу может привести к разрыву обязательств?
Я считаю, что необходимо в первую очередь руководствоваться механизмом и порядком, предусмотренными постановлением правительства №1172, касающимся правил оптового рынка, и №43, касающимся проведения отборов проектов модернизации.
И конечно, оценивать последствия для потребителей и для отрасли в целом.
Как быть с экспериментальными газовыми турбинами, которые могут заработать, а могут и в течение года или двух не запуститься?
Полагаю, что должен работать механизм подстраховки.
Если производитель не сделал оборудование в срок, соответственно, он и должен нести ответственность.
Но также если какая-то компания взялась за модернизацию и рассматривает возможность покупки газовой турбины большой мощности, она должна самостоятельно определить, какое оборудование внедрять в соответствии с требованиями локализации.
И в итоге есть ли все же риск того, что с генкомпанией, закупившей экспериментальные образцы газовых турбин большой мощности, будет разорван инвестконтракт в случае, если турбины не заработают?
Инвестор вправе сам определиться, какое оборудование покупать.
Если ему выгодно купить машины «Силмаша», то «Силовые машины» должны ему предлагать соответствующие условия — в них и должны быть прописаны риски, о которых вы говорите.
Инвестор может выбрать и другое оборудование, это его зона ответственности.
Если государство его принуждает, ставит условие о том, что тот сможет участвовать в программе модернизации только с условием покупки конкретного производителя, то тогда инвестор будет иметь основания задавать те же вопросы, что и вы.
Во сколько вы оцениваете спрос на газовые турбины большой мощности по программе модернизации?
Спрос есть.
Это видно из поданных участниками заявок, вместе с тем пока такие проекты достаточно дорогие и не прошли при первом отборе.
ГЭХ говорит, что все оборудование будет покупать у Siemens, «Интер РАО» — у GE. Это два крупнейших потенциальных покупателя газовых турбин на рынке. Если они будут покупать локализованное оборудование иностранных производителей, какой может быть спрос на турбины «Силовых машин» тогда?
Тут мы возвращаемся к тому, что Минэнерго — за рыночные отношения в отрасли.
Будет у генерирующих компаний и других потенциальных покупателей спрос на продукцию «Силовых машин», зависит от самих «Силовых машин».
Вопрос конкурентоспособности, от которой в конечном счете выигрываем мы с вами как потребители.
