Заканчиваются летние каникулы – период, когда в России замирает любая активность – политическая и экономическая. Они были одними из самых коротких в последние годы – и это немудрено, страна пребывает в самом затяжном экономическом кризисе за истекшие 20 лет. Сохраняется и даже усугубляется сложная внешнеполитическая обстановка. При этом чуть более чем через полгода должны пройти самые важные выборы в стране - выборы президента.

На этом фоне продолжаются дискуссии о том, что делать дальше, в первую очередь в экономическом плане. Власти привычно ищут очередной грааль. Все как обычно.

Электроэнергетика и смежные сферы - прежде всего теплоснабжение - тоже в поиске. Реформы, начатые в отрасли в начале нулевых с большой помпой, породившие массу ожиданий и надежд, несмотря на многолетние усилия и жертвы так и не сделали электроэнергетику страны по настоящему рыночной, самодостаточной индустрией, не требующей постоянного ручного управления. Построенные механизмы функционирования электроэнергетики, называемые у нас рынком, так и не заработали сами по себе - без постоянного вмешательства в него регуляторов, остались не способны привлекать инвестиции на рыночных принципах, по-прежнему не могут самостоятельно обеспечивать поступательное развитие ни в экономическом, ни в технологическом плане. Значительные инвестиции в новое строительство, в первую очередь в генерацию, позволившие обновить примерно пятую часть востребованной мощности без учета резерва или 15% установленной мощности, привлекались в последние 10 лет, за редким исключением, по внерыночным механизмам - договорам предоставления мощности (ДПМ). Сейчас программа ДПМ завершается, остро стоит вопрос о том, что делать дальше. И здесь дилемма такая же, как и в стране в целом: или заниматься существом дела - исправлять ошибки и строить настоящий живой и современный рынок, или же опять искать свой грааль – решение проблем развития отрасли без изменения чего-либо по существу, имитируя рыночную реальность, подменяя её на деле всяческими суррогатами.

Владельцы генерирующих мощностей, получившие в результате преобразований на очень выгодных условиях не только активы, в свое время построенные всей страной, но и вполне комфортную по отношению к остальным участникам процесса электроснабжения позицию на постреформенной площадке, конечно, объективно не заинтересованы в каких-либо глобальных изменениях. Еще бы – деньги, заплаченные в 2007-2009 годах в рамках допэмиссий за купленные активы, в последующем были использованы для строительства объектов по программе ДПМ, гарантирующей возврат инвестиций на очень привлекательных условиях. Об этом часто сегодня намеренно или нечаянно забывают, когда говорят о ДПМ – ведь первоначально программа создавалась как мера по секьюризации выполнения планов РАО ЕЭС России по обновлению генерации в соответствии с прогнозами по резкому росту потребления электроэнергии. Прогнозы оказались никудышными, но планы остались, а ДПМ в итоге превратились в источники невиданных в мире доходов для генерирующих компаний и их владельцев – доходов, не связанных при этом с реальным спросом на вновь вводимую мощность. По сути, за свои деньги, однажды вложенные в покупку генкомпаний РАО ЕЭС, инвесторы получили право на доход на вложенный капитал с минимальными для электроэнергетики сроками возврата в виде обязательного налога, подлежащего уплате всеми потребителями ценовых зон российского энергорынка. Но даже в таких условиях не все инвесторы смогли выполнить в срок свои обязательства и некоторые из них вынуждены платить штрафы, правда небольшие, за просрочку вводов. Тем не менее, в общем и целом механизм ДПМ генераторам понравился, и не только нашим, доморощенным. Хвалебные отзывы о российской модели рынка, звучащие время от времени и от международных грандов электроэнергетики, присутствующих в России, тому свидетельство. Конечно, ведь такой комфортный доход на инвестиции можно найти только где-нибудь в Африке. И у нас, где при всех прочих, все-таки, слава богу, работать удобнее во всех смыслах.

И вот это всё через несколько лет может кончиться. По крайней мере к 2025-28 гг. денежный поток от ДПМ иссякнет. Придется самим заниматься собственным развитием, модернизацией своих мощностей. На свой страх и риск. Как все. Как заводы и фабрики, фермеры, как малый и средний бизнес. Как там – за рубежом, откуда мы берем пример в зарплатах и атрибутах жизни топ-менеджмента крупных энергокорпораций и откуда к нам пришли те самые гранды – ENEL, e.On (Uniper), Fortum. Нужно будет строить стратегии, брать кредиты, выходить на настоящие аукционы мощности, часто получать низкую цену, иногда прогорать, списывать миллиарды в убытки, не получать субсидии из бюджета. Бороться на рынке, искать и находить новые успешные технологии и решения, разрабатывать реальные рыночные программы инвестиций. Как те же гранды, которым приходится закрывать в других странах десятки убыточных электростанций и делиться на новые и старые активы, смотреть в неизведанное будущее, стремиться к совершенству.

Наши генераторы, конечно, не могут с этим смириться. Это не для них. Они привыкли к совсем другой реальности, и потому ищут пути продолжения ДПМ-банкета, привлекая к этим поискам лучшие умы. Обширная июньская презентация, озаглавленная скромно – «Материалы к встрече» - из этой серии. По нашей информации авторами являются сотрудники одной из крупнейших и уважаемых в мире консалтинговых компаний со штаб–квартирой в США, а руководят ею в России люди с не менее известными фамилиями. Но не суть. Суть в другом – в том, как в этой презентации, являющейся несомненно очень профессиональной с точки зрения и формы, и содержания, препарируются факты и какие делаются выводы. Мы не будем пересказывать её всю и разбирать каждый довод. Те, кому это действительно интересно, могут сделать это сами. Остановимся на главном.

Про результаты ДПМ

Добрая треть презентации рассказывает о том, какой удачной и успешной во всех отношениях была и идея ДПМ, и её реализация.

Рис. 1

С места в карьер повторяется известный тезис о том, что расходы потребителей на ДПМ скомпенсировались ростом эффективности станций и сопутствующим снижением цен, не только на РСВ, но и также на аукционах КОМ. Последнее утверждение мы ранее не слышали.

Рис. 2

Что касается РСВ, обычно говорят об опережающем росте цен на топливо по сравнению с ростом цен на электроэнергию – проявлении эффекта повышения эффективности блоков станций, введенных по ДПМ. Статистически такой эффект действительно наблюдается, однако насколько это связано именно с повышением кпд блоков, а не с какими-то другими факторами, например, стагнацией спроса при общем росте предложения, увеличением объемов вынужденной генерации в период 2012-2016 гг. с 2,6 ГВт до 14,6 ГВт или ростом загрузки АЭС с 172,8 млрд. кВтч в 2011 году до 195,8 млрд. кВтч в 2016, сказать трудно. О цифрах, методах расчетов кривых предложения и оценках, приведенных в презентации, можно спорить. Очевидно, что они основываются на гипотетической жесткой зависимости кривых предложения на российском РСВ от топливной составляющей себестоимости, контролируемой ФАС в заявках генераторов. Нам кажется, что это теоретические кривые, ведь в узловой модели, помимо ТСС на цены в узлах влияют и сечения, которые при запирании изменяют цену в узлах и делают выгодным включение более дорогих по ТСС станций рядом с нагрузкой. Кроме того, с учетом присущего российскому рынку чрезвычайно расширенного ценопринимания (ГЭС и АЭС, а также ТЭЦ в теплофикационных режимах не подают ценовых заявок) влияние ТСС на конечные цены РСВ-БР существенно ограничено.

Фактически цены устанавливаются очень небольшим числом станций и блоков от общего объема генерации по зонам - максимально около 12 ГВт в первой ценовой зоне и около 2,5 ГВт во второй при обычной загрузке в 90-100 ГВт и 20-25 ГВт соответственно, что, вообще говоря, говорит о крайне слабой конкуренции на РСВ.

В европейской и британской методологии анализа эффективности генерации на рынках электроэнергии в зависимости от стоимости топлива обычно используются характеристики маржи между ценами и затратами на топливо с учетом кпд - Spark Spread в случае газа и Dark Spread в случае угля.

Рис. 3 (Источник ABB Insight)

При этом там первичны цены на рынке электроэнергии, а не цены на топливо, поскольку на цены на спотовых и форвардных рынках и загрузку тех или иных станций влияют и множество других факторов, а не только цена на топливо. Спрэды также зависят от КИУМ, и при их низких значениях могут быть и отрицательными, причем довольно длительно, что на самом деле показывает эффективность той или иной генерации в реальной рыночной среде при наличии тех или иных регуляторных приоритетов. Почему авторы презентации не стали использовать эти широко применяемые инструменты для сравнения цен на РСВ «с ДПМ» и «без ДПМ» понятно: это, возможно, выявило бы рост доходов новых станций, прежде всего газовых, на РСВ. И скорее всего не только из-за снижения затрат на топливо, но и в связи с увеличением их загрузки. Но у нас считается, что станции не могут зарабатывать на РСВ больше, чем это нужно для покрытия своих топливных издержек, ведь постоянные опексы они окупают на КОМ по фактически назначенным ценам. Такой подход делает наш вроде бы наиболее свободный сегмент рынка фактически таким же зарегулированным с точки зрения формирования цены, как и собственно КОМ. Эти же обстоятельства дестимулируют меры по повышению разрешения РСВ, в первую очередь во времени – у нас не востребованы внутридневной рынок, или расчеты цен, приближенные к реальному времени, а также параллельные площадки для резервов, прав на передачу и т.д. И в этом главное отличие нашего РСВ от краткосрочных и спотовых площадок развитых рынков, где формирующаяся цена отражает не только затраты на топливо но и прочие издержки, а иные площадки, как те же механизмы по оплате мощности или резервов, являются глубоко вторичными и дополнительными и служат для поддержания уровня адекватности генерации или балансовой надежности, решая так называемую проблему «missing money» для возврата инвестиций на одноставочных (однотоварных) рынках, и не являются платежами для обеспечения расчетных НВВ станций.

Еще более спорным является тезис авторов презентации, касающийся снижения платы за мощность на КОМ из-за наличия ДПМ. Здесь авторы, ничтоже сумнящеся, предполагают, что если бы не было ДПМ, то объем мощности, который бы «пришел» на КОМ, был меньше, а потому цена по так называемой «наклонной» кривой спроса была бы выше – в т.н. «точке 1».

Во-первых, вся эта история с нашей «наклонной» кривой «как в Англии», по точкам 1 и 2, с ценами, назначенными правительством, (что, вообще говоря, мало имеет отношения к рыночным реалиям), началась только в конце 2015 года. А до этого КОМы проводились по совсем другим правилам и с другими ценами – в основном с прайс кэпами, назначенными ФАС. Объекты же ДПМ начали вводится в строй гораздо раньше, что хорошо видно и из самой презентации (см. рис. 1). И уже только поэтому этот тезис не представляется достаточно корректным.

Во-вторых, если бы не было ДПМ, то это не значит, что цена, которую назначило бы правительство в точках 1 и 2 кривой спроса на КОМ была бы такой же. Совершенно очевидно, что эта цена является не рыночно сформированной исходя из спроса и предложения, а рассчитанной исходя из НВВ «старых» станций с учетом факторов их загрузки и доходов на РСВ, в которых уже учтено наличие на рынке новых, более эффективных станций, построенных по ДПМ и вытесняющих с него «старые» станции. Правда «степень» этого вытеснения, беря во внимание вышесказанные изъяны и деформации нашего рынка, посчитать довольно трудно. Но можно предположить, что все-таки цены КОМ были бы ниже, поскольку расчетная загрузка старых станций была бы больше и соответственно выше доходы на РСВ.

Ну и в третьих, рассказывать участникам энергорынка, прошедшего через полный цикл либерализации со всеми вытекающими издержками, о том, что заплатив огромные суммы по внерыночным ДПМ, вы таким образом «сэкономили» на «как бы» рыночных аукционах КОМ, где спрос так или иначе, хоть в какой-то степени, по крайней мере до 2015 года, определялся с учетом физики энергосистемы и на основе реального спроса на мощность по ЗСП, нам, по меньшей мере, представляется неэтичным, если не циничным. Так часто бывает в жизни: вы пытаетесь вернуть в магазин некачественный товар, а вместо денег в итоге получаете замену, за которую вы еще и доплачиваете. А вам говорят, что хорошо хоть так отделались, а то совсем бы и деньги потеряли бы, и товар.

Мы не будем подробно останавливаться на весьма спорных и местами таких же циничных утверждениях авторов презентации по общей оценке результатов программы ДПМ, как, например, о том, что инвесторы недополучили, что планировали, при том, что значительную часть этого «недополученного» по их собственным расчетам составляют штрафы за срыв сроков ввода мощностей. Или на политизированных заявлениях о «мощных» стимулах программы ДПМ для отечественного энергомашиностроения, «которое можно потерять», при том, что количество турбин, произведенных этим самым энергомашиностроением исчислялось в штуках в год, а, как показал недавний скандал, действительно мощные газовые турбины мы самостоятельно делать так и не научились. Но вот заявления о сохранении самых низких цен в мире на электроэнергию, как якобы одного из результатов грамотного исполнения программы ДПМ заслуживают отдельного внимания.

О самых низких в мире ценах

Рис. 4

Совершенно очевидно, что именно ДПМ внесли и вносят основной вклад в рост цен на электроэнергию в России.

Рис. 5 ( Источник АНП " Сообщество потребителей энергии")

Сравниваемые цены с другими странами за 2016 год, на наш взгляд, во-первых нерепрезентативны, поскольку выборка стран явно сделана специально с целью показать, что у нас существенно дешевле – в той же Скандинавии почему–то взята Швеция, а не более дешевая Норвегия, а сами цены в тех же США и Канаде существенно различаются по регионам и, вообще говоря, имеют тенденцию к снижению вслед за рыночными ценами на газ.

Рис. 6 (Источник - Staff Report to the Secretary on Electricity Markets and Reliability, August 2017)

Как видим, реальные цены на оптовых рынках США не очень отличаются, а местами даже ниже российских.

Прямые сравнения цен на товар в разных странах, не являющейся, строго говоря, биржевым с точки зрения внешнеторговых операций, по прямому обменному курсу без учета покупательной способности валют в соответствующих экономиках также не вносят объективности в представленные данные. Кроме того, сравниваемые в презентации цены являются розничными и включают в себя передачу, а не только генерацию, при том, что в европейских странах, как и в Канаде, в передаче часто зашита существенная налоговая и квазиналоговая составляющая, а также меры по поддержке ВИЭ и фонды («потерянные» активы и т.п. - то, что у нас обычно просто прячется в огромных неплатежах).

Во-вторых низкие цены в России на 2016 год – это в значительной мере эффект глубокой многоступенчатой девальвации рубля начиная с весны 2014 года, и в этом смысле более корректно было бы сравнивать цены хотя бы за период 2010-2016 года.

И, наконец, сравнивать нужно было бы, конечно, не только цены на электроэнергию, но и на маржинальное топливо в соответствующих странах, например, в таком формате:

Рис. 7 (Источник - Staff Report to the Secretary on Electricity Markets and Reliability, August 2017)

И тогда все достижения были бы как на ладони – низкие цены на электроэнергию в России обусловлены почти исключительно фактором заниженных цен на газ. Цены на уголь, в основном формирующие цену на электроэнергию во второй ценовой зоне, хотя и являются рыночными, но тоже зависят во многом от цен газ, поскольку являются конкурирующим топливом. И, кстати, как только они вызывают рост цен на электроэнергию, тут же регуляторы начинают вмешиваться и вносят различные «исправления» в процедуры работы рынка, как это случилось в 2015 году с изменением оптимизации ВСВГО по настоянию ФАС.

О перекрестке и ценах для населения, сравнивать которые с другими странами в такой выборке просто неприлично, мы даже не упоминаем.

О том, что делать

Далее авторы презентации представляют впечатляющий набор информативных слайдов, касающихся прогнозов потребления до 2035 года про различным сценариям, а также динамического анализа структуры объемов генерации с учетом прогнозируемых выводов и вводов, в соответствии с утвержденной правительством чрезвычайно консервативной Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2035 г. И приходят к выводам о том, что на среднесрочном - в 23-25 гг. по первой ЦЗ, и краткосрочном - 20-21 гг. по второй ЦЗ горизонтах мы увидим дефицит генерирующих мощностей.

Казалось бы, ну и хорошо – значит, цена на мощность объективно станет расти и у нас, наконец, появится возможность запустить реальный рынок мощности с конкурентными решениями по строительству новой современной генерации, возможно распределенной, соперничающей с модернизационными проектами старых ТЭС, demand response на основе цифровых технологий, сетевых решений, смарт гридов и микрогридов и т.п. – всего того, о чем так много говорят и мало что делают в России. Наконец мы сможем перестать субсидировать традиционные станции на ископаемом топливе за счет искусственно низких цен на газ, стимулировать меры по либерализации этого тесно связанного с электроэнергетикой рынка, перестанем убивать стимулы к развитию Demand response вместе со всей сопутствующей этой деятельности инфраструктурой – в первую очередь той самой цифровой энергетикой. Сможем не на словах, а на деле заняться климатической политикой, запустить масштабные программы по строительству конкурентоспособных ВИЭ, встроиться во всемирный тренд глубокой технологической трансформации энергетики. Для этого нужно потрудиться – переформатировать модель рынка: сделать нормальным рынок РСВ–БР с высоким разрешением, переделать рынок мощности, если уж мы так к нему привязаны и исторически, и психологически – сделать его конкурентным аукционом ресурсов для поддержания балансовой надежности на основе новейших технологий. Придется посмотреть и переработать и множество других вещей, в том числе в регулировании сетей, запустить, наконец, конкурентный розничный рынок, c развитым feed back на оптовый. Работы много, но в целом задачи понятные и выполнимые – каркас рыночной модели у нас уже все-таки имеется, нужно просто методично и бескомпромиссно довести начатое в начале нулевых до логического завершения, учитывая при этом ту эволюцию в моделях современных рынков электроэнергии, которую они переживают в связи с технологической трансформацией последних 7-10 лет.

И тогда тепловая генерация, о судьбе которой идет речь, наконец, начнет развиваться в настоящих рыночных, а не в искусственно придуманных сценариях, в конкурентной среде и по отношению к другим технологиям, и внутри себя самой. Конечно, доля ТЭС в производстве электроэнергии в России в почти 2/3 общих объемов дает основания для беспокойства – сможет ли рынок сам верно определить направления и обеспечить развитие тепловой генерации, не получим ли мы в итоге провалы в балансовой надежности энергосистемы и проблемы с теплоснабжением в городах?

В качестве страховки сохранения базовой генерации на достаточном уровне у нас есть обширная и, к сожалению, очень дорогая программа вводов АЭС по ДПМ (кстати, представленная в этой презентации), от которой мы вряд ли откажемся, и в первую очередь, по внеэкономическим причинам. Мы бы не удивились и возможному дальнейшему продлению ресурсов атомных блоков, подлежащих выводу в среднесрочной перспективе, например в Мурманской области, где возможно рассматривать развитие теплоснабжения по циклу электроэнергия от АЭС и планируемых ветропарков преобразуемая в тепло для отопления городов и поселков вместо многочисленных мазутных и угольных котельных. Нет в России планов, да и условий по опережающему внедрению нестабильных ВИЭ с почти нулевыми опексами, создающих известное напряжение на некоторых рынках своим массовым проникновением в последние годы. Никто и не предполагает, что рыночные сценарии тут же начнут «убивать» большие ТЭС. Как раз наоборот, эффективные станции, прежде всего ПГУ, будут востребованы, в том числе и для обеспечения гибкости ресурсов (flexibility) на рынке, а неэффективные получат возможность либо уйти, либо модернизироваться, но не скопом – по ДПМ-2, а индивидуально – по реальным рыночным ценам в конкуренции с другими технологиями и решениями. Что касается тепла, у нас есть резервы по повышению доходов рынке, а значит и устойчивости больших ТЭЦ, несомненно важной составляющей теплоснабжения крупных городов, нам нужно лишь изменить условия их работы, их роль: разрешить работать на рознице, контрактовать кондесационные «хвосты» на опте и т.д. – это опять, о чем много говорят, но мало что делают. Их модернизация, если они действительно жизнеспособны, также вполне может осуществляться рыночным путем.

Казалось бы именно такой или близкий к этому сценарий должны были бы предложить консультанты из международной консалтинговой компании родом из страны с самой рыночной и конкурентной экономикой в мире.

О главном - как трудно жить

Но нет. Авторы презентации предлагают совсем иной путь.

В значительной мере, он перекликается с предложениями экспертов ИНЭИ РАН, с критикой позиций которых мы уже выступали. Но если там хотя бы предпринимаются попытки анализа различных вариантов модернизации по относительно рыночным сценариям, то здесь авторы просто предлагают срочно назначить повышенные цены на мощность на КОМ и индексировать их на 5% выше инфляции, а потом, к 2020 году развернуть программу ДПМ-2. Но прежде чем заявить об этом с присущей им циничной откровенностью, авторы представляют нашему вниманию блестящий сет слайдов, убеждающий в том, что сегодняшние цены КОМ совершенно неприемлемы. Там есть все: и сравнение разных типов и решений по обновлению тепловой генерации по LCOE для убедительности дополненное данными по ВИЭ, которые естественно в разы более дороги, и расчет «минимально необходимых» платежей за мощность для компенсации постоянных опексов с данными по убыточности генерации на сегодня в первой (18 ГВт!) и второй (4 ГВт) ценовых зонах (то есть, по сути, объем убыточных конкурентных генераторов больше, чем ценоформирующих – около 12 ГВт по первой зоне и только 2,5 ГВт – по второй). Не менее интересен слайд о так называемом «кризисе среднего возраста» электростанций на основе данных зарубежного опыта, и там же – сравнение средних расходов на содержание для российских угольных блоков и неведомых зарубежных, отличающихся на порядок.

Рис. 8

При том, что по сноске видно, что это данные 2013 года, где именно эти данные брались за рубежом и по какому курсу рубля пересчитывались, не указано, но есть подозрение, что речь идет в нашем случае о постоянных опексах старых, давно амортизированных станций, в то время как для зарубежных станций указаны все расходы для блоков с системами CСS – улавливания и хранения СО2, популярных в «угольных» странах в 2000 годах, и которые действительно крайне дороги в эксплуатации, а потому на этой «чистой» технологии для угольных станций сегодня по большому счету поставлен крест. Не знаем, на каких рынках содержание угольных станций составляет 1100 000 руб./МВт в месяц (13200 руб./ кВт в год), но, например, в дорогой Великобритании стоимость содержания угольных блоков по данным Timera Energy составляет 40-60 £/ за кW в год, что по курсу 2013 года 1 £ ~ 50 рублей составляет примерно 230- 250 тыс. рублей/ МВт в месяц, (по текущему курсу 1£ ~ 75 рублей - 350-375 тыс. руб. за МВт в мес.), при том, что цена на рынке мощности Британии в течение нескольких лет удерживается в районе 20 £/ kW в год (125 тыс. рублей за МВт в месяц).

Но венцом этой "песни о главном", конечно, является слайд о том, что введенные по ДПМ мощности, после окончания выплат по ДПМ, становятся убыточными.

Рис. 9

То есть, всё то, что преподносилось в первой части презентации как пример небывалого успеха уникальной программы обновления российской генерации в 2008-2017 гг., оказывается перестает быть экономически эффективным, как только прекращаются, такие же уникальные по своей беспрецедентности субсидии в адрес этих мощностей, и они оказываются в тех же условиях, что и остальная генерация! В этой связи не очень понятны неоднократные отсылки авторов презентации к дороговизне субсидируемых ВИЭ в сравнении с ТЭС – оказывается наши эффективнейшие станции тоже не в состоянии работать без субсидий, даже после почти полного возврата капексов на внерыночных условиях.

Грааль.

Что предлагается? Ну, чуть–чуть подрегулировать правила индексации КОМ, с тем, чтобы выйти на уровни 160 тыс. рублей по первой ЦЗ и 250 тыс. рублей в месяц за МВт – по второй. Это банально и совсем не больно – 1,7% роста цен, а генераторам и их владельцам приятно. Надо уважить. А что же с модернизацией? Ну, тут ДПМ-2, другого не дано. Мы просто не будем снижать денежный поток в адрес генерации по текущим ДПМ, достигающий пика как раз в ближайшие годы, и спокойно, с чувством, тактом и расстановкой продолжим взимать эти квазиналоговые денежки с потребителей и экономики без всяких рисков для себя. Это сохранит положение, при котором потребители, даже если и захотят влиять на цены посредством управляемого спроса, фактически не смогут этого сделать – до половины стоимости электроэнергии без учета передачи и сбыта, будет взиматься независимо от спроса по заранее установленным ценам. Зачем тогда потребителям все эти EnergyNetы?

Результат? Это позволит сохранить в основном ту же структуру тепловой генерации и ее средний возраст к 2050 году. То есть и к середине нынешнего века, по мнению авторов презентации, мы будем обречены жить плюс минус с той же генерацией, разработанной и построенной 40-60 лет назад в прошлом веке (а к 2050 году около 90 лет назад) в совсем другой стране и в другой экономике; с теми же проблемами, начиная от экологических и заканчивая технологическим отставанием во всех сферах, наблюдаемым уже сегодня невооруженным глазом. Но с другой стороны, у нас будет множество простых и понятных бенефитов – надежность энергоснабжения, энергетическое машиностроение по устаревшим проектам, экономия на новом строительстве, умеренный рост цен на электроэнергию, налоги в бюджет и много чего еще. А бонусом - «самые низкие цены в мире».

Рис. 10

При этом, опять, хотя речь идет только о генерации, и даже не всей, а только тепловой, прогнозы по сравнительным ценовым характеристикам у нас и «у них» берутся по конечным ценам – с учетом передачи и сбыта. Кроме того, почему-то с нами сравнивается только «дорогая» Европа с налогами в тарифах без «дешевой» Америки, не говоря уже об очень предположительных данных по инфляции на весь период. Но зато красиво.

Итог. Прекрасный эталонный материал о том, как можно и нужно продвигать свои далекие от рынка идеи, облекая их в красивые псевдорыночные одежды. Здесь и сейчас, другого не дано, нужно быть прагматиками, действовать рационально. Деньги побеждают всё. В том числе и принципы.

Вместо эпилога

И последнее. При всем нашем отрицательном отношении к этим идеям, нельзя не отметить профессионализм, настойчивость и последовательность тепловых генераторов в продвижении своей повестки, привлекающих для ее реализации лучшие силы и средства.

На этом фоне откровенно беспомощной выглядит позиция потребителей. Вникать и разбираться с рынком электроэнергии могут и должны далеко не все потребители – только достаточно крупные, но в этом-то и есть проблема потребителей как таковых – их слишком много, они слишком разные, и у них своих забот хватает, чтобы еще заниматься настройкой модели рынка, которая бы учитывала и их интересы, а не только поставщиков, а значит интересы страны в целом. Это удел избранных, и не только в России. Но в других странах, например, в той же Финляндии, эти избранные очень организованы, более того, именно они задают там тон в политике строительства новых мощностей, что хорошо видно по известному проекту АЭС Hanhikivi. Там как раз первую скрипку играют в качестве инвесторов кооперативы крупных и не очень потребителей, определяющие и предельную цену поставки, и сроки окупаемости, и многое другое. По существу они «заказывают музыку», они же и несут основные риски вместе с инвесторами в генерацию, в случае с Hanhikivi – с Росатомом . Именно это обстоятельство приводит к долгим и жарким дискуссиям прежде, чем начинается тот или иной проект, рассматриваемый буквально под лупой со всех сторон.

У нас совсем не так. Почему наши потребители так и не смогли за годы реформ перейти от эмоциональных интервью и общих рассуждений о том, как «феерически растут цены» к созданию альтернативной конструктивной программы развития отрасли, формированию своей повестки и внятному формулированию собственных идей – вопрос. Наверное, не в последнюю очередь дело в менеджерах, ответственных за энергетику у крупных потребителей, которые так и не смогли донести до руководителей и владельцев бизнесов важность этих проблем. Там, судя по всему, возобладала концепция ухода от проблем во «внутреннюю эмиграцию» - строительство собственной генерации и максимальное обособление от ЕЭС. Правда, отключаться полностью от сети такие бизнесы не хотят, действуя по принципу: «а что, а вдруг!», чем изрядно раздражают чиновников и «большую» энергетику.

Еще одна причина, несомненно, в ценах на газ, как ни крути, «виновных», наряду с девальвациями рубля, в «самых низких в мире ценах» на электроэнергию. Низкие внутренние цены на газ, конечно, наше текущее конкурентное преимущество, которое всем потребителям в основном нравится. Девальвации – не всем, но очень многим, особенно энергоемким металлургам с продукцией на экспорт. Но нерыночные цены на первичные ресурсы порождают нерыночные отношения не только в топливном комплексе, но и в смежных отраслях, включая электроэнергетику, и потом рождаются такие вот идеи типа ДПМизации вне потребительского спроса всего и вся – пора бы это уже понять.

Потребителям пора понять и другое: свято место пусто не бывает. Нет своей повестки – будете жить и работать по чужой. В том числе и описанной в обсуждаемой презентации.