Валерий Валерьевич, насколько рост цен на электроэнергию опасен для промышленности?
Валерий Дзюбенко: Для энергоемких отраслей это вопрос выживания. У производителей ферросплавов доля электроэнергии в себестоимости может достигать 30-40%. Очень чувствительны производство алюминия, удобрений, стройматериалов, химпром, металлургия и частично добыча.
Если электроэнергия занимает больше 5-7% себестоимости, любое повышение тарифа уже становится серьезным вызовом. Простые меры повышения энергоэффективности давно реализованы. Дальнейшая модернизация технологий требует больших инвестиций, а они сегодня дорогие.
Поэтому рост тарифа уже не воспринимается как стимул к повышению энергоэффективности. Он воспринимается как риск сокращения выпуска. В какой-то момент предприятие выбирает не между "экономить" и "не экономить", а между "работать здесь" и "переносить производство туда, где киловатт дешевле и правила стабильнее".
Это влияет на инфляцию?
Валерий Дзюбенко: Напрямую и через всю производственную цепочку. У тарифа есть мультипликатор. Сначала растет счет у металлурга, химика, цементника или добывающей компании. Потом это уходит в цену квадратного метра, поездки на транспорте, продуктов.
А если энергоемкое производство сокращается или закрывается, продукцию приходится замещать импортом. Это еще один канал раскручивания цен. Тарифная политика в электроэнергетике - не ведомственный вопрос. Это вопрос инфляции, инвестиций, промышленной конкурентоспособности и экономического роста.
А почему реформа электроэнергетики стала срочной именно сейчас?
Валерий Дзюбенко: При своевременном реагировании на вызовы никакой срочности, да и потребности что-то реформировать, не было бы. Энергосистема внезапно не стареет. Значительная часть станций построена еще в 1960-1980-х годах и подходит к пределу своего ресурса. Мы предупреждали об этом несколько лет назад. После реформы 2010-х было введено около 41 ГВт новых мощностей, но на горизонте 2042 года речь идет уже о замещении и обновлении порядка 88,5 ГВт и потребности в десятках триллионов рублей.
Проблема не в том, что энергетике внезапно понадобились деньги. Проблема в том, что модернизация ведется всплесками: запустили программу, собрали деньги, сделали паузу, но тариф назад не вернулся - выплачиваются щедрые дивиденды, копится нераспределенная прибыль. Потом энергетики снова приходят к потребителям за инвестициями. Для потребителя это выглядит как реформа с односторонним храповиком: вверх цена идет легко, вниз - никогда. Вместо постоянного ритмичного инвестиционного процесса возникают "пожары", тушить которые заведомо дороже. Сейчас потребность уже измеряется десятками триллионов рублей: около 40 трлн руб. на генерацию и еще 2,5 трлн руб. на сетевой комплекс до 2042 года. Вопрос не в том, нужна ли модернизация. Нужна. Вопрос - кто, сколько и за что будет платить.
Откуда берется такая высокая стоимость строительства?
Валерий Дзюбенко: Энергетика сама по себе капиталоемкая отрасль. Но у нас к этому добавились высокая стоимость денег и недостаточная готовность энергомашиностроения.
Часто приводят пример Китая. Он вводит огромные объемы мощностей и делает это дешевле. Но Китай получает эффект масштаба: типовые решения, длинные серии, большой рынок оборудования, конкуренцию поставщиков. У нас такого масштаба пока нет.
Первая программа обновления электростанций в основном опиралась на импортное оборудование. Тогда много говорили о локализации, о заказах для отечественного энергомаша, но полноценный конкурентный рынок так и не возник. В результате российское оборудование часто довольно дорогое, часть технологий только осваивается.
Проблема не в локализации как таковой. Технологический суверенитет нужен. Проблема в локализации без конкуренции и без масштаба. Если рынок закрыть административно и оставить несколько поставщиков оборудования в тепличных условиях, цена не снизится. Она вырастет.
Значит, надо активнее использовать импортное оборудование?
Валерий Дзюбенко: Нельзя повторять ситуацию 2010-х, когда модернизация почти полностью строилась на импортных турбинах. Но нельзя и делать вид, что шильдик важнее цены киловатт-часа.
Если из-за дефицита оборудования страна не сможет вовремя построить нужные мощности, потребителю, сидящему без света, будет все равно, насколько формально суверенной была бы турбина. Ему нужна надежная и доступная электроэнергия.
Нужен гибкий подход. Отечественное оборудование можно поддерживать через понижающие коэффициенты к цене на конкурсах, импортное - облагать дополнительными сборами. Тогда появляется приоритет российского производителя, но сохраняются конкуренция и дисциплина цены. Иначе мы получим не технологический суверенитет, а еще одну монополию.
Насколько велика разница в стоимости проектов?
Валерий Дзюбенко: Разрыв кратный. В общей энергосистеме строительство новых мощностей может стоить около миллиарда рублей за мегаватт. На промышленных площадках аналогичные объекты иногда строятся в разы дешевле - порядка 130 млн руб. за мегаватт.
Часть разницы объяснима: в большой энергетике нужно строить дополнительные сети, подъездные пути, топливную инфраструктуру. На промышленной площадке многое уже есть. Но даже с учетом этого остается неприятный вопрос: почему единая энергосистема, созданная ради эффекта масштаба, все чаще по капитальным затратам оказывается дороже собственной генерации потребителя?
А если сравнивать не только капитальные затраты, а цену киловатт-часа на жизненном цикле - с учетом строительства, эксплуатации, ремонтов и полезного отпуска, то парадокс еще заметнее. Новый киловатт-час в системной генерации может стоить 15-16 руб., на отдельных проектах - до 30 руб. У промышленной собственной генерации - 4-9 руб.
Когда бизнесу дешевле построить свою станцию, чем покупать электроэнергию из общей системы, значит, проблема уже не только в тарифах. Значит, что-то не так с самой экономикой масштаба.
Собственная генерация промышленности - это угроза энергосистеме?
Валерий Дзюбенко: Наоборот, это предохранитель, опорная часть энергосистемы. Если энергетики не могут быстро и по приемлемой цене обеспечить потребителя, логично дать бизнесу возможность строить собственные мощности. Это снижает нагрузку на систему, повышает надежность и сохраняет промышленный выпуск.
Сейчас без специальных процедур можно строить объекты только до 25 МВт. Для крупных предприятий это слишком низкий порог. В Европе аналогичный предел выше, в Китае регулирование тоже заметно гибче. Если снять избыточные барьеры, промышленность могла бы построить дополнительно от 4 до 17 ГВт мощностей. Это снизило бы дефицит мощности и потребность в деньгах на ее строительство, а значит, ограничило бы рост тарифа.
Власти предлагают типизацию проектов. Это может снизить стоимость?
Валерий Дзюбенко: Может, если начинается серийное производство и есть конкуренция. Но типизация не должна превратиться в энергетические "хрущевки" для всей страны.
Россия слишком разная: климат, логистика, топливо, состояние сетей. Универсальный проект для всех регионов может быть удобен для отчетности, но дорог для экономики.
Опасность в том, что под видом типизации рынок могут сузить до нескольких стандартных решений и нескольких поставщиков. Тогда конкуренция исчезнет, инновации остановятся, а цена не снизится. Типовой проект хорош, когда он дешевле и быстрее.
По логике реформа должна удешевить строительство, почему цена все равно растет?
Валерий Дзюбенко: Главный фактор удорожания сегодня - стоимость денег, ставка кредита. В энергетических проектах затраты на обслуживание долга могут составлять 50-70% стоимости. Расчеты ведутся до 2042 года, но строить нужно сейчас, занимая по сегодняшним ставкам.
Поэтому сама реформа, запущенная в период дорогого капитала, автоматически становится дорогой. К этому добавляются стоимость оборудования, рост цены топлива, сетевой инфраструктуры и новые инвестиционные запросы.
Почему столько споров вокруг сетей, если главная проблема - старение генерации?
Валерий Дзюбенко: Потому что под реформу пытаются провести инициативы, которые вместо оптимизации стоимости и ограничения роста тарифов резко увеличивают платежи промышленности.
С генерацией все более-менее понятно: оборудование стареет, аварийность растет, часть мощностей надо обновлять. Но по сетям проблема устроена иначе. Магистральный комплекс имеет затратные проекты развития, но не выглядит аварийным узким местом. Основные сложности - в распределительных сетях, на низком напряжении, где растет нагрузка из-за жилищного строительства, частных домов, развития территорий.
Туда действительно нужны инвестиции. Но это не означает, что крупная промышленность, которая региональными сетями пользуется редко, должна оплатить все сетевые проблемы через новые тарифные конструкции.
В отдельных регионах конечная цена для высокого напряжения уже достигает 10-12 руб. за кВт•ч, притом что оптовая цена генерации - около 3,5 руб. Значит, 60-70% платежа - это сетевые затраты. В сопоставимых по условиям зарубежных энергосистемах соотношение обратное: сетевые услуги составляют не более 25-30% конечной цены.
Какие инициативы вызывают наибольшие вопросы?
Валерий Дзюбенко: Например, идея заставить крупную промышленность, подключенную к магистральным сетям, платить так, как будто она подключена к распределительным. То есть предприятие физически получает электроэнергию в оптовом масштабе по самым низкозатратным высоковольтным сетям, но в тарифе должно оплатить распределительную сеть, как будто завод подключен через обычную розетку. Услуга не оказана, но счет выставлен.
Вторая идея - take-or-pay, или "бери или плати", для сетевых услуг. Это плата не за фактическую передачу электроэнергии, а за заявленную мощность. Но есть сезонность, спрос, конъюнктура, ремонты, экспортные ограничения. Если выпуск снизился, предприятие потребило меньше электроэнергии. Почему оно должно платить так, будто потребило больше?
По сути, это перенос кредитного бремени и бизнес-рисков с сетевых компаний на потребителей. Затраты перекочуют в себестоимость металла, химии, стройматериалов и другой продукции, снизят возможности для инвестиций и роста экономики, а значит, и для развития самих сетей. Плюсы от дорогих сетевых тарифов не очевидны.
А что не так с эталонами регулирования сетей?
Валерий Дзюбенко: Сам по себе поиск новой модели регулирования возможен. Но если новый метод заявлен как способ повысить эффективность, а на выходе тариф растет, возникает простой вопрос: в чем выигрыш потребителя?
Регулирование должно снижать издержки монополии, а не становиться способом заранее выдать ей больше денег и потом считать это эффективностью. Если сеть экономит, это должно отражаться не только в ее финансовом результате, но и в цене для потребителя.
Сегодня бизнес видит другое: количество инициатив растет, правила постоянно меняются, тарифная траектория становится менее предсказуемой. Для инвестора это плохой сигнал.
Как эта неопределенность влияет на новые промышленные проекты?
Валерий Дзюбенко: Как минимум ставит их на паузу. На примере будет понятнее. Предприятие готовит инвестпроект, например, горнообогатительный комбинат (ГОК) на сотни мегаватт, и должно принести на инвесткомитет понятную схему энергоснабжения. А ясности нет. Строить свою генерацию или подключаться к системе? Разрешат ли подключение к магистральным сетям? Введут ли take-or-pay? Появится ли новая сетевая надбавка? Какой будет тариф через пять лет?
При такой неопределенности инвестиционное решение не принимается, оно откладывается. Регуляторный шторм становится таким же фактором стоимости, как ставка по кредиту. Только его сложнее посчитать.
Есть ли способ сделать реформу дешевле для потребителей?
Валерий Дзюбенко: Да, на каждом этапе создания киловатт-часа есть ресурсы для оптимизации. Например, чтобы удешевить самое дорогое в этой цепочке - кредитование, можно использовать инфраструктурные облигации под конкретные проекты. Сейчас обсуждается идея авансовых платежей: собрать деньги с потребителей заранее и направить на строительство генерации. Мы считаем это плохим решением. Это просто перенос долга с энергетики на промышленность.
Инфраструктурные облигации прозрачнее. Есть проект, есть срок, есть инвестор, есть обязательства. Такие бумаги могли бы покупать банки, пенсионные фонды, частные инвесторы. В электроэнергетике стабильный денежный поток и высокий уровень расчетов, поэтому инструмент может быть надежным.
По нашим оценкам, такой механизм позволил бы сэкономить около 2,5 трлн руб. по сравнению с авансовыми платежами. И главное - он не превращает потребителя в бесплатный банк для отрасли.
На ваш взгляд, какие главные принципы должны быть у реформы?
Валерий Дзюбенко: Реформа должна обновлять энергетику в интересах ее клиентов, а не делать из промышленности крайнего в решении накопленных отраслевых проблем.
Потребитель должен платить за электроэнергию и реально оказанную услугу, а не за риски недозагрузки сетей, чужие инвестиционные ошибки и конструкции, в которых услуга считается оказанной просто потому, что так удобнее энергетикам.
Электроэнергетика должна быть инфраструктурой развития экономики, транслировать наши страновые конкурентные преимущества - доступные топливно-энергетические ресурсы - в следующие переделы и рост благосостояния граждан.