– Уважаемый Сергей Яковлевич, начался новый рабочий год, а потому хотелось бы спросить вас об итогах прошлого. Как сложилась законо­творческая деятельность Комитета Государственной Думы РФ по энергетике в 2020 году? Каким вопросам уделялось большее внимание? И каковы планы Комитета и лично ваши на законотворческую деятельность в идущей, весенней сессии?

– Говоря о нашей законотворческой работе, стоит сказать, что в прошлом году она была насыщенной. На площадке нашего Комитета было рассмотрено 40 законопроектов, которые касались ТЭК в той или иной степени. 26 из них были рассмотрены в качестве комитета-соисполнителя, 14 – в качестве ответственного Комитета. Из 14 наших профильных законопроектов 10 были приняты,
3 рекомендованы к отклонению и один отозван Правительством РФ. Важным моментом всей нашей работы я бы назвал ее открытость и публичность. Кто погружен в деятельность ТЭК, знает, что большинство мероприятий, проводимых Комитетом, транслируется в онлайн-режиме на сайте Государственной Думы, а все отчеты по их итогам публикуются в открытом доступе на сайте нашего Комитета. Так построена наша работа. За прошедший год было проведено 13 круглых столов Комитета с привлечением широкого экспертного сообщества по самым актуальным вопросам развития отечественной энергетики, начиная от разработки Энергостратегии-2035, которая была принята летом прошлого года, и заканчивая рассмотрением проблем электроэнергетики, тарифного регулирования, возобновляемой энергетики, атомной энергетики, теплоснабжения и мн.др. По итогам таких мероприятий совместно с экспертным сообществом Комитетом разрабатываются рекомендации по совершенствованию рассматриваемых вопросов, которые потом рассылаются в ответственные ФОИВ, регионы, институты и компании для учета и принятия в работу.

Сегодня же у нас в работе 10 законопроектов, которые мы планируем рассмотреть до окончания весенней сессии Государственной Думы и наших полномочий как депутатов 7-го созыва. Буквально в этом месяце уже провели два широких круглых стола по решению проблем теплоснабжения, касающихся перехода на закрытую систему горячего водоснабжения в рамках 190-ФЗ и 417-ФЗ и развития когенерации и модернизации систем теплоснабжения страны, а также круглый стол в части низкоуглеродного развития отечественного ТЭК, его декарбонизации.

– Вы заговорили об утверждении важнейшего документа в сфере энергетики – Энергостратегии-2035. Каков был вклад Комитета Государственной Думы по энергетике в его разработку и как вы лично оцениваете этот документ?

– Как вы знаете, утвержденный документ имеет долгую историю в части его разработки, обсуждения и внесения поправок. Последняя наша рабочая встреча была как раз в феврале 2020 года в рамках круглого стола Комитета Государственной Думы по энергетике, по итогам которого мы сформировали большой перечень рекомендаций по совершенствованию документа и представили его Минэнерго России и Правительству. Документ с нашими рекомендациями есть в открытом доступе на сайте Комитета, где с ним можно ознакомиться в частном порядке, если эксперты из числа ваших читателей еще этого не сделали.

Говоря о своей личной оценке утвержденной Энергостратегии-2035, в первую очередь скажу, что документ важный и необходимый для нашей энергетики. Но у меня сложилось устойчивое понимание того, что сразу же после принятия Стратегии появилась необходимость ее доработки с внесением целого ряда уточнений. Понимая, что энергетическая стратегия – это долгосрочный документ, который не всегда необходимо «загружать» цифрами, все же в конкретном случае складывается мнение, что именно они, а не правильно озвученные тезисы дают нам конкретные целевые ориентиры движения нашей энергетики в том или ином направлении, а также возможности анализа и сравнения путей развития, будь то баланс использования первичных ресурсов или баланс производства и потребления электроэнергии. Необходимость и возможность третьего «энергетического перехода», уровень децентрализации и декарбонизации, который будет наиболее оптимальным для нашей энергетики и экономики, сроки и порядок цифровизации – это те вопросы, которые прописаны недостаточно и на которые необходимо дать конкретные ответы уже в ближайшие 2 года.

– Сергей Яковлевич, насколько мне известно, в Комитете Государственной Думы по энергетике вы курируете вопросы развития электроэнергетики и когенерации. При этом вы часто говорите и указываете на реальное положение дел в отрасли и даже не всегда соглашаетесь с позицией регулятора. В связи с этим особо хотелось бы услышать ваше мнение об основных проблемах в курируемой вами сфере. Что бы вы выделили? Что удалось сделать?

– На проблемах «верхнего уровня», связанного со стратегией развития отечественной энергетики, мы остановились. Но надо признать, что сегодня энергетика неоднородна, разделена на несколько основных сегментов, где в каждом направлении присутствуют сотни субъектов зачастую с прямо противоположными интересами. При этом основное противоречие находится не внутри энергетических групп, а на их границах, и поиск оптимального сочетания внутренних интересов потребителей и энергетиков с учетом явно выраженного экономического и социального интереса государства – это ключевая задача энергетической отрасли на сегодняшний день.

Проблемы и недостатки в решении вопроса оптимального сочетания интересов всех игроков энергетического рынка наиболее полно проявляются сегодня в нерешенности проблемы перекрестного субсидирования. В той же сетевой составляющей, по последним данным, в части сдерживания тарифов для населения перекрестное субсидирование бизнесом достигло 239 млрд рублей. Обострение этого вопроса в последнее время, расширение сферы применения «перекрестки» (региональный аспект, оптовый рынок электроэнергии, неэффективность комбинированной выработки) являются результатом разбалансировки интересов таких групп, в первую очередь в пользу государства и населения. На сегодня необходимо принимать хотя бы те меры, которые уже обсуждались не единожды: установление нормативного запрета на новые формы перекрестного субсидирования в электроэнергетике; введение дифференциации тарифов на электроэнергию для населения и приравненных к нему потребителей в зависимости от объема электропотребления и уровня дохода домохозяйств; переход от системы «льготы для всех» к системе «адресных льгот по критериям».

В части когенерации и теплоснабжения отечественная комбинированная выработка оказалась сегодня самым невыгодным сектором энергетики: ТЭЦ на оптовом рынке убыточны, потребители массово переходят на собственные источники электро- и теплоснабжения, существенная часть генерирующего оборудования, выводимого из эксплуатации, также сосредоточена на ТЭЦ, а строящиеся по ДПМ энергоблоки в основном работают без отпуска тепловой энергии. Таким образом, доля комбинированной выработки в нашей стране за последние 30 лет снизилась на треть из-за падения промышленного потребления тепла, утянув за собой и выработку электроэнергии на тепловом потреблении. И весь парадокс в том, что в стране с 2003 года документационно зафиксирована приоритетность работы режимов когенерации: в том же 35-ФЗ «Об электро­энергетике», в 190-ФЗ «О теплоснабжении», да и в недавно принятой Энергостратегии-2035. А причина тому –
неверно выстроенная система экономических отношений в этой сфере. Решение проблемы выхода ТЭЦ на розничный рынок, изменение тарифообразования на сетевые услуги и методологии распределения затрат между электрической энергией и тепловой при комбинированной выработке, вовлечение в процесс увеличения доли когенерации значительного числа крупных котельных, решение вопроса перехода на закрытую систему горячего водоснабжения – именно в этом направлении должна вестись работа.

– А как бы вы охарактеризовали ситуацию в электросетевом комплексе страны?

– Этой тематике мы как раз посвятили круглый стол Комитета Государственной Думы по энергетике, который должен состояться 20 апреля 2021 года. Если вопрос с дифференциацией тарифов ФСК уже отпал ввиду отказа Минэнерго России от его дальнейшей проработки, довольно остро сейчас стоит вопрос с введением оплаты максимальной резервируемой мощности для определенной группы потребителей. Тема достаточно сложная, а полярность мнений всех участников рынка очевидна. В прошлом месяце я как раз проводил заседание секции Экспертного совета при Комитете по этому вопросу. И хотя на том заседании были подчеркнуты необходимость и важность учета затрат на содержание и эксплуатацию малоиспользуемого энергетического оборудования, отмечалась также односторонность такого подхода переноса затрат на потребителей, притом что во многих крупных зарубежных сетевых компаниях, где уровень пиковой нагрузки трансформаторной мощности практически в 2 раза больше, основной упор делается на реализацию технических и технологических мероприятий, в том числе цифровизацию управления и спроса. Много вопросов есть и по синхронизации сроков ввода платы за резерв и синхронному снижению тарифа на услуги по передаче. Одновременность начала их применения большинство участников экспертной группы посчитало более правильным. Часть обсуждения была посвящена вопросу платы за резерв блок-станциями, собственной генерацией, что очень важно для развития розничного рынка. Крайне важно в этой части не допустить перекоса баланса интересов инвесторов и энергетиков, сохранить инвестиционную привлекательность данных вложений ввиду их прихода из внешнего контура. Сегодня при Минэнерго России создана рабочая группа, которая, как мне кажется, правильно выстраивает работу в этом направлении.

На том заседании также рассматривался и еще целый ряд вопросов, но хотелось бы отметить одно важное обстоятельство: какое бы решение правительством принято в этом вопросе в итоге ни было, все обсуждаемые сегодня изменения могут потребовать коренной перенастройки системы тарифообразования на услуги по передаче электроэнергии. Цена вопроса для нахождения баланса интересов энергетиков и потребителей очень велика, а потому вводить эти правила сразу на территории всей страны одновременно нерационально и, по моему мнению, нецелесообразно.

– Сергей Яковлевич, вижу вашу погруженность в проблематику отечественного электроэнергетического комплекса, а потому не могу не спросить о будущем низкоуглеродного и, в частности, возобновляемого кластера нашей страны. Каково ваше видение перспектив низкоуглеродного развития отечественного ТЭК и комплекса ВИЭ?

– Важность упомянутого вопроса, действительно, переоценить невозможно ввиду возрастающих рисков на внешнем контуре нашей страны – введения трансграничного углеродного регулирования на наших границах на рубеже 2023 года. Думаю, эта тематика определит законотворческую работу на ближайшую перспективу. Особенности регулирования выбросов парниковых газов в России и в других странах («Европейская Зеленая сделка», «Углеродная нейтральность в КНР»), система торговли квотами, трансграничное углеродное регулирование и его влияние на нашу экономику, будущее атомной отрасли и крупной гидроэнергетики, роль ВИЭ в лице «солнца» и «ветра», а также значение и место традиционной энергетики при всех этих «концептуальных сдвигах» – далеко не полный перечень вопросов, на который сегодня пока нет ясных законодательных и нормативных ответов. Но работа ведется. Буквально на днях на заседании Комитета совместно с коллегами рекомендовали к принятию в первом чтении законопроект «Об ограничении выбросов парниковых газов», внесенный Правительством РФ. Пусть это первый и небольшой шаг реализации климатической повестки на законодательном уровне в нашей стране, но он положит начало определению вектора развития отечественной энергетики на ближайшее десятилетие. Думаю, ко второму чтению он может претерпеть серьезные изменения. А уже осенью, в новом созыве новой осенней сессии, будущему Комитету по энергетике предстоит рассмотреть законопроект о «зеленых сертификатах», который продолжит этот вектор развития, углубит новейшую практику и настроит новый «климатический» рынок. Таковы планы Правительства РФ по внесению его в Государственную Думу.

Говоря же конкретно о ВИЭ, Правительство РФ согласовало выделение финансовых средств на втором этапе господдержки отрасли возобновляемой энергетики, хотя и урезав объем новой программы поддержки зеленой генерации на 22 %, до 350 млрд рублей. Последнее, как вы помните, вызвало несогласованную позицию ФОИВ в части необходимой суммы финансирования.

На мой взгляд, сегодня возможно сокращение и на 30 %, и на 50 % программы поддержки «ДПМ ВИЭ 2.0», однако ни одно из этих решений не может быть принято без сопутствующих компенсационных для рынка и его участников механизмов. Каких? Предмет дискуссии. Но это однозначно должно быть завязано на стимулировании потребления новыми способами – будь то усиление конкуренции на оптовом рынке (сохранение локализации на уровне «ДПМ ВИЭ 1.0», сохранение доли экспорта), появление на рынке новых производителей при стимулирующей поддержке Минпромторга или расширение рынка розницы с возможностью доведения объема покупки потерь сетевыми организациями до 7–9 %. Суперважным может стать рынок микрогенерации при возможности применения сальдированного учета. Но главным инструментом со стороны производителей должно стать решение проблемы сетевого паритета не к 2035 году, как предполагалось в варианте «ДПМ ВИЭ 2.0», а значительно ранее, не позднее 2025–2027 годов.

А если же рассматривать проблематику низкоуглеродного развития и снижения выбросов парниковых газов параллельно развитию возобновляемой энергетики в нашей стране, то стоит также отметить, что реализация программ «ДПМ ВИЭ 1.0 и 2.0» позволит заместить сжигание ископаемого топлива и снизить выбросы СО2 до 6,4 млн тонн СО2 ежегодно к 2025 году и до 19 млн тонн СО2 ежегодно к 2035 году. Это сокращение всего лишь порядка 0,5–1,2% от всех актуальных выбросов парникового газа в РФ. Очевидно, этого недостаточно. Гораздо эффективнее сегодня в этой части могут оказаться другие ныне доступные технологии и механизмы: повышение энергоэффективности и энергосбережения (до 90 % рентабельного потенциала сокращения выбросов парниковых газов), распределенная генерация, введение новых энергоблоков, крупные ГЭС и атомная энергетика (новое поколение энергоблоков «3+» и реакторов на быстрых нейтронах).