Риск должен нести тот, кто способен им управлять

Своей точкой зрения о возможностях преодоления локальных дефицитов с «ЭПР» поделился директор Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Валерий ДЗЮБЕНКО.

— Генсхема оценивает потребность в инвестициях в 57 трлн руб., из которых 40 трлн — в генерацию. При текущей стоимости заемных средств и механизмах ДПМ/КОММод кто, по вашему мнению, должен нести основной риск удорожания проектов — генераторы, потребители через тариф или государство через бюджетные субсидии?

— Риск должен нести тот, кто способен им управлять. Затраты на оборудование и строительство, сроки реализации и эффективность проекта относятся прежде всего к зоне ответственности поставщика. Потребитель оплачивает экономически обоснованную стоимость обеспечения подтвержденной потребности энергосистемы в мощности. Системные риски — высокая цена капитала, создание инфраструктуры, реализация государственных решений о размещении генерации — следует распределять между участниками через инструменты долгосрочного финансирования, гарантии и меры по удешевлению заемного капитала. Механизмы ДПМ/КОММод не могут превращаться в автоматический перенос роста CAPEX и процентных расходов в цену мощности: существенное превышение первоначального бюджета проекта — основание для повторной оценки его эффективности и поиска альтернатив.

— Минэкономразвития оценивает потенциальный рост конечной стоимости электроэнергии к 2030 году до 63% при реализации Генсхемы. Для энергоемких производств (металлургия, горная добыча) доля энергозатрат достигает 20–30% себестоимости. Какие параметры тарифной политики или механизмы компенсации (например, долгосрочные договоры с фиксированной ценой, «зеленые» сертификаты) могли бы сделать инвестпроекты в таких отраслях более предсказуемыми?

— Для промышленного инвестора критична предсказуемость конечной цены электроэнергии на горизонте 10–15 лет. Это касается как оптового рынка электроэнергии и мощности, так и регулируемых составляющих — сетевых тарифов, инфраструктурных платежей и различных надбавок. Их долгосрочная траектория должна быть понятна уже на этапе принятия решения о строительстве предприятия.

Это снижает ценовой риск для энергоемких производств и позволяет корректно оценивать экономику инвестпроекта.

— Согласны ли вы, что локальные дефициты можно эффективнее закрывать малой генерацией и demand response, а не только строительством крупных электростанций и ЛЭП? Что мешает масштабированию таких решений?

— Локальные дефициты целесообразно закрывать всеми доступными способами. В отдельных энергорайонах распределенная генерация, накопители, управление спросом или их комбинация способны снять ограничения быстрее и с меньшими совокупными затратами. При устойчивой долгосрочной нехватке мощности более эффективными могут оказаться крупные электростанции или усиление сетей. Поэтому на равных должны конкурировать распределенные источники, накопители, управление спросом, крупные генерирующие объекты и сетевые решения — по единым требованиям к надежности и измеримому системному эффекту.

— Обсуждается централизация управления отраслью в одной структуре, при этом участники рынка уже высказывают опасения монополизации и роста тарифов. Какой баланс между централизованным стратегическим планированием и рыночными механизмами (конкуренция за мощность, двусторонние договоры, распределенная генерация) вы считаете оптимальным для реализации Энергостратегии без ущерба для надежности и доступности энергии?

— Централизованное планирование должно определять потребность энергосистемы, конкурентные механизмы — способ ее обеспечения. Государство и Системный оператор задают прогноз спроса, требования к надежности, территорию и объем дефицита, ограничения сетевой инфраструктуры. Выбор технологии, инвестора и цены — задача конкурентного отбора, где могут соперничать новая и действующая генерация, ВИЭ, накопители, управление спросом, распределенные источники и сетевые решения. Концентрация в одном центре оценки потребности, выбора технологии и условий оплаты ослабляет ценовую конкуренцию, искажает экономические сигналы и повышает риск переноса неэффективных затрат на потребителей.

Славяна Румянцева, ("ЭПР")