Сложившаяся система долгосрочного прогнозирования и управления развитием российской электроэнергетикой несовершенна, а местами абсурдна
С просьбой дать экспертную оценку Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 года и обсудить особенности развития и управления отраслью мы обратились к специалистам Института энергетических исследований (ИНЭИ) РАН. Институт был создан в 1985 году в двойном подчинении — Академии наук и Государственного комитета по науке и технике — для решения фундаментальных вопросов, связанных с формированием энергетической политики в увязке с прогнозом развития технологий. Это именно те компетенции, которые нужны для профессионального разбора заявленных тем.
Наши собеседники — заместитель директора ИНЭИ РАН Федор Веселов и заведующий отделом исследования взаимосвязей энергетики с экономикой ИНЭИ Владимир Малахов.
— Среди претензий, предъявляемых к Генсхеме, называют завышенную оценку потребности в электроэнергии на прогнозном периоде до 2042 года. Это действительно так?
Федор Веселов: Мы имеем ряд критических замечаний к научной обоснованности параметров утвержденной Генсхемы. Мы направляли их в Минэнерго в свое время, но они не были учтены. Одно из замечаний касается как раз прогноза спроса. Наши оценки показывают, что потребление электроэнергии в России будет расти меньшими темпами. Особенно сильные расхождения с Генсхемой у нас имеются в начале прогнозного интервала, до 2030 года. Чтобы понять суть расхождений, нужно обратиться к методике, которую использовали разработчики Генсхемы при формировании прогноза спроса.
— Давайте сразу уточним. Разработчики Генсхемы — это кто?
Ф. В.: В современных условиях это Системный оператор.
— Разве не ИНЭИ должен разрабатывать такие прогнозы?
Ф. В.: Мы участвовали в разработке Генеральной схемы на прежних прогнозных циклах. Головным ее разработчиком был институт «Энергосетьпроект», который еще с советских времен занимался системным проектированием в отрасли. ИНЭИ выполнял часть работ, связанную с оптимизацией структуры генерирующих мощностей, учитывая и общее развитие ТЭК. Однако в 2022 году ответственность за разработку Генсхемы была делегирована от самого Минэнерго Системному оператору. С этим завершилось в том числе и участие нашего института в формировании Генсхемы.
— Почему это произошло?
Ф. В.: Могу только догадываться. Предполагаю, что решение было связано с оптимизацией финансирования этой работы. Если ранее Минэнерго финансировало разработку Генсхемы напрямую в рамках госконтракта, то теперь Системный оператор оплачивает работу из своих ресурсов, которые формируются за счет его тарифа.
— Вопрос финансирования, конечно, важен, но есть же еще вопрос компетенций. Разве Системный оператор в состоянии качественно выполнить эту работу? У этого органа огромное количество задач оперативного управления энергосистемой. При чем здесь прогноз?
Ф. В.: Этот вопрос задавали и задают поныне многие отраслевые эксперты, ветераны энергетики, для которых совмещение функций оперативного управления и стратегического планирования выглядит весьма спорным. Для тех, кто принимал решение, вопрос компетенций был вторичным, по-видимому. Компетенции специалистов «Энергосетьпроекта» нарабатывались десятилетиями. Но институт за несколько лет был фактически разгромлен. Лишь небольшое число экспертов перешли оттуда на работу в структуры Системного оператора, где многое приходилось начинать с нуля.
— Вернемся к прогнозу спроса. Согласно Генсхеме, потребление электроэнергии в России за 18 лет увеличится на 27 процентов по отношению к базовому 2023 году, то есть будет расти со среднегодовым темпом 1,35 процента. Что не так с этим прогнозом?
Ф. В.: Начнем с того, что прогноз сформирован для двух разных горизонтов совершенно разными методиками.
— Внутри одной Генсхемы? Как это?
Ф. В.: А вот так. Как говорится, скрестили ужа и ежа. В первые годы прогнозного горизонта спрос считается по одной методике, и она выдает очень бодрые и, по нашим расчетам, безусловно завышенные, темпы прироста потребления электроэнергии в стране — свыше трех процентов в год, а затем темпы быстро снижаются, вдвое и более. После 2030 года начинает работать другая методика. На склейке двух прогнозов темпы роста спроса вообще падают до нуля, что при заложенном в прогноз (как сказано) стабильном росте экономики выглядит, мягко говоря, очень и очень странным.
— Какие конкретно методики использовались?
Ф. В.: Использовались разные методики для долгосрочного и среднесрочного прогноза. В первой из них, в долгосрочной, хотя и в сильно упрощенном виде, был реализован научный подход к оценке будущего спроса, который предлагал ИНЭИ еще на начальном этапе работы над всей методической базой отраслевых прогнозов. В его основе лежат долгосрочный прогноз социально-экономического развития страны, прогнозные выпуски по всем ВЭД — видам экономической деятельности, отраслям — со своей меняющейся во времени электроемкостью. Мы использовали фундаментальные зависимости между удельными расходами электроэнергии в отраслях и накопленными в них инвестициями. Ведь отраслевые инвестпрограммы в большинстве своем увеличивают долю нового оборудования, которое, как правило, более энергоэффективное, расходует меньше энергии. С другой стороны, в случае расширения электрификации общая энергоемкость данного ВЭД может, напротив, увеличиваться.
— Ума не приложу, кто сегодня в состоянии формировать столь подробные и тонкие прогнозы развития отраслей.
Владимир Малахов: До конца 2018 года прогнозные долгосрочные индексы роста производства по укрупненным видам экономической деятельности формировались Минэкономразвития России. Сейчас официального, правительственного видения прогнозного роста производства отраслей нет. Для научных целей мы пользуемся оценками Института народнохозяйственного прогнозирования РАН и своими собственными.
Ф. В.: Так или иначе, логика построения долгосрочного прогноза спроса на электроэнергию вполне обоснованна. В конкретных цифрах эта методика дает рост спроса на электроэнергию в размере 0,5‒0,8 процента в год в конце горизонта Генсхемы. Это разумная, хоть и скромная, оценка для трехпроцентного роста экономики. Понятно, что чем точнее вы оцените входящие экономические параметры, тем более точный прогноз на электроэнергию получите на выходе, но фундаментальных претензий к изложенному подходу у нас нет.
Но на ближнем конце прогнозного интервала, до 2030 года, была использована совсем другая методика определения спроса. Это методика-калькулятор, оценивающая наличный спрос существующих потребителей (по тенденции последней пятилетки) и будущий спрос с учетом новых инвестиционных проектов, которые потребители заявили для подключения к сети. И вот эти добавки, формируемые снизу вверх по каждому региону и затем суммируемые, и есть как раз самая проблемная, с нашей точки зрения, часть прогноза, завышающая спрос. Ведь из того факта, что тот или иной производитель заявил инвестиционный проект, требующий той или иной электрической мощности, вовсе не следует, что он введет свой объект вовремя и в заявленном объеме.
— То есть, вообще говоря, это безответственные заявки?
Ф. В.: Абсолютно! Это «хотелки» потребителей.
— С другой стороны, промышленников тоже можно понять. Они дают заявки по верхней границе, чтобы у их проектов, если они будут реализованы, точно не было проблем с электричеством.
Ф. В.: С точки зрения конкретного потребителя ваша логика правильна. Но для разработки стратегического документа такой подход никуда не годится. Здесь нет главного ограничителя — вклада отрасли в рост экономики, возможной (по спросу на продукцию и инвестициям) динамики развития отрасли в целом, в которой «замешаны» и существующие предприятия, и новые проекты. Допустим, в одном регионе планируется к вводу новая промышленная мощность по выпуску какой-то продукции. Это значит, что в другом регионе еще один аналогичный заявленный завод будет, вероятно, уже избыточным либо действующие заводы снизят выпуск. Механическое же сложение заявок инвестпроектов всех регионов автоматически завышает спрос.
Мы предлагали Минэнерго на основе собранных им заявок сделать и постоянно вести реестр инвестиционных проектов потребителей, который включал бы не только их энергетические, но и экономические характеристики, и включать в прогнозы проекты, отвечающие определенным условиям по вероятности их реализуемости, в том числе по финансовой обеспеченности инвестиций. Это позволило бы заодно увязать прогнозы развития энергетики (причем не только по электроэнергии) с прогнозами развития экономики регионов, чтобы они удовлетворяли граничным условиям по наличию финансовых, трудовых и других ресурсов. Такой подход позволил бы избежать ситуации, когда в регионе вводится в строй завод, а энергетические мощности для его работы отсутствуют или, наоборот, электроподстанция новая почти построена, а промышленный потребитель передумал и «переехал» в другой регион.
В. М.: Более того, такой реестр «на общественных началах» несколько лет существовал. Мы его сделали вместе с Системным оператором. Кстати, было очень интересное соотношение количества заявок на подключение и количество проектов, реально запущенных, получивших финансирование. Если первых было около десяти тысяч в целом по стране, то вторых — примерно тысяча.
— То есть соотношение один к десяти? Вполне неплохое, кстати. А сейчас вы ведете такую базу проектов?
В. М.: Уже нет. Эта работа оказалась более не востребованной.
— Вопросы межтопливной конкуренции, пропорции между новой угольной, газовой, гидро- и атомной генерацией в Генсхеме насколько глубоко проработаны?
Ф. В.: При разработке этого документа этап обоснования рациональной структуры генерирующих мощностей был выполнен структурами Системного оператора. Мы в этой работе не участвовали. В пабликах я видел только принятые в работе оценки удельной стоимости производства электроэнергии на разных типах станций, так называемые LCOE (Levelized Cost of Electricity, показатель удельной приведенной стоимости производства единицы электрической энергии за весь жизненный цикл генерирующего объекта. — «Монокль»). Но на базе только этих показателей оптимальную структуру генерации не определишь. Для этого нужны более серьезные модели, которые формируют темпы технологической перестройки в отрасли с учетом суммарных затрат по всей системе за весь период, учитывают и другие ограничения, например по спросу на тепло или выбросам от электростанций.
Кроме того, как мы не раз подчеркивали, при разработке структуры мощностей крайне важна вариативность — нужны варианты расчетов прогнозной структуры генерации при разной динамике цен на газ, уголь, для разной стоимости технологических решений и разной стоимости капитала. Все эти параметры сильно изменчивы, и мы должны иметь поле решений для разных вводных.
— Как вы считаете, кто интересант завышенной инвестпрограммы Генсхемы?
Ф. В.: Мне представляется, такого интересанта нет и инвестпрограмма Генсхемы никому не доставляет радости: ни энергокомпаниям, ни потребителям, ни государству. Энергокомпании сталкиваются с требованиями активно наращивать интенсивность инвестиций при неопределенности условий их финансирования, изменений ценообразования для проектов и рисков того, что часть мощностей по факту окажутся невостребованными.
Потребители справедливо озабочены удорожанием электроэнергии, эффективностью инвестиций в отрасли и справедливостью рыночных механизмов авансирования строек.
Государство, действуя в условиях среднесрочной угрозы спрогнозированных дефицитов, нередко вынуждено выбирать «пожарные», далеко не всегда экономически оптимальные, но более быстрые решения, а главное — сталкивается с рисками ускоренного роста ценовой и инвестиционной нагрузки на экономику.
— Какова вероятность, что планы нового строительства и модернизации генерирующих мощностей, заложенные в Генсхеме, действительно будут реализованы, во всяком случае получат заложенные объемы финансирования?
Ф. В.: Конечно, экономическая реальность внесет свои поправки и изначальные планы по вводам будут корректироваться — и уже корректируются — по срокам, объемам, типам, географии размещения мощностей. Если эти корректировки будут дополнены разумными и своевременными действиями по долгосрочным взаимным эффектам в рамках отраслевого заказа, с переходом от проектного к программному принципу финансирования и реализации инвестпрограмм, то действительно востребованные объемы генерирующих мощностей получат финансирование.
— Кстати, а откуда взялся такой странный, не круглый горизонт Генсхемы — 18 лет?
Ф. В.: Никаких странностей. Это величина, кратная трем и шести годам — принятым в России стандартным горизонтам средне- и долгосрочного периодов в стратегическом планировании. Не только энергетики, но и других отраслей. Макропрогноз и бюджет у нас разрабатываются по трехлеткам, а последний долгосрочный тоже был на 18 лет — до 2036 года.
Государство, действуя в условиях среднесрочной угрозы спрогнозированных дефицитов, нередко вынуждено выбирать «пожарные», далеко не всегда экономически оптимальные, но более быстрые решения
— Но в 2025 году была принята Энергетическая стратегия страны на период до 2050 года. Здесь уже 25-летний горизонт, не кратный трем. Как же так?
Ф. В.: Энергостратегия — это совершенно другого жанра документ. Для его разработки, в отличие от Генсхемы, отсутствует нормативная и методическая база, не регламентированы порядок разработки и горизонт прогноза.
— То есть Энергостратегия никак не увязана с Генсхемой или наоборот? Это два никак не связанных документа?
Ф. В.: Именно так. Она не увязана и с другими генсхемами — газовой отрасли, нефтяной, угольной. А те, к слову, никак не увязаны с Энергетической стратегией и друг с другом. Постоянного, четкого механизма их согласования нет.
— Значит, это не рабочий документ? Просто некое фэнтези?
Ф. В.: Статус энергостратегии не определен как документа, предшествующего генсхемам, а не учитывающего их по факту. Для Генсхемы есть порядок разработки, есть методики. Для Энергостратегии нет ничего. Это, вообще говоря, скорее декларативный, необязательный документ для исполнения кем-либо в энергетике.
— Отвлечемся от Генсхемы и Энергостратегии, поговорим о том, что происходит «на земле». Интересно, как изменилась энергоэффективность российской экономики за постсоветские 35 лет?
Ф. В.: Общая тенденция к снижению энергоемкости отечественной экономики прослеживается, правда, электроемкость снижается медленнее, чем энергоемкость, что нормально. Но процесс этот крайне неравномерный: в периоды экономических кризисов энергоемкость ВВП увеличивается, в частности из-за наличия условно-постоянной части спроса на энергию и электроэнергию.
Кроме того, сильно сдерживают рост энергоэффективности нашей экономики и некоторые особенности, назовем это так, системы управления этим процессом. У нас Минэнерго отвечает за повышение энергетической эффективности в сфере ТЭК, а за снижение энергоемкости всей остальной экономики отвечает уже Минэкономразвития. Точнее, почти всей. Ведь теплоснабжение у нас отнесено к ведению Минстроя. Наверное, не стоит долго объяснять, сколь огромное у нас поле для повышения энергоэффективности именно в теплоснабжении.
В. М.: Важно отметить, что в период с 2018 по 2022 год энергоэффективность российской экономики практически не росла (то есть энергоемкость ВВП не снижалась). А предшествующий рост был обусловлен в первую очередь деиндустриализацией хозяйства и быстрым ростом сферы услуг, которая объективно потребляет меньше энергии, чем отрасли материального производства.
В 2023 и 2024 годах на фоне бурного роста экономики энергоэффективность снова выросла. А в 2025 году формально тоже выросла — ВВП официально вырос на 1%, при этом потребление электроэнергии снизилось против 2024 года на 1,1 процента. Одновременно снизился и физический объем грузоперевозок. Это очень необычная ситуация. Традиционно потребление электроэнергии и объем перевозок служат четкими индикаторами спада или роста экономики. Проверить реальность роста ВВП затруднительно — очень много статистической информации в последние годы переходит в статус закрытой.
— Как мы выглядим сегодня по энергоемкости экономики по сравнению с зарубежными странами?
В. М.: В сравнении с развитыми странами Запада энергоемкость российской экономики в среднем кратно выше.
— Этот разрыв стабилен, растет, уменьшается?
В. М.: Разрыв перестал сокращаться в последние семь лет. А по сравнению, скажем, с Китаем, который активно снижает энергоемкость своей экономики, разрыв увеличивается.
— Валерий Семикашев из ИНП РАН сделал попытку сопоставить удельную стоимость нового строительства и модернизации генерирующих мощностей по разным типам генерации с международными бенчмарками и обнаружил разрыв в три‒семь раз — не в нашу пользу. Действительно ли сегодня новая генерация в России настолько «золотая»?
Ф. В.: К международным сравнениям по части стоимости сооружения и модернизации электрогенерации я бы советовал относиться в высшей степени осторожно. Будь то при сравнении удельных капексов либо при сравнении LCОЕ. А мы знаем, какие конкретно затраты включены в капекс того или иного проекта? В случае EPC-контракта это один набор затрат, а в показателе Total Overnight Cost уже другой, и таких инвестиционных показателей только базовых десяток. Не менее важно и то, чтобы сравнения проводились в сопоставимых ценах. Кстати, в последнее время у нас почему-то стоимость новых объектов стали часто указывать в номинальных ценах, с инфляцией к году ввода, еще и включая туда налоги. Но это уже не удельные капексы, а скорее необходимый платеж за мощность с рынка. Но эти цифры активно приводятся в разного рода сравнениях.
Конечно, в сторону неизбежного повышения стоимости сооружения новых объектов генерации объективно давит малый масштаб производства по сравнению с тем же Китаем либо вообще отсутствие серийных образцов оборудования, как это происходит в случае газовых турбин большой мощности, производство которых наши производители только осваивают.
Наше энергетическое машиностроение до 2022 года развивалось в модели глобальной технологической кооперации, где большую долю занимал импорт готового оборудования, и даже те машины, которые делались у нас, имели невысокий уровень локализации. В последние четыре года мы вынужденно переключаемся на модель технологического суверенитета, пытаемся быстро наладить производство оригинального оборудования. Мы объективно должны понести дополнительные затраты на его освоение. Стоимость первых образцов всегда на 30‒40 процентов выше, чем серийных. Кстати, эффект снижения стоимости при переходе к серийности Генсхема при формировании прогнозной капитальных вложений также не учитывает.
— Как государство может поспособствовать развитию энергомашиностроения?
Ф. В.: Тут важны даже не деньги, а тонкие инструменты промышленной и технической политики. В частности, сейчас активно начал обсуждаться гарантированный отраслевой заказ. Речь идет о том, чтобы перспективный спрос на оборудование приобрел формат твердых обязательств его приобретения в определенный срок по фиксированной заранее цене в обмен на твердое обязательство к этому сроку данное оборудование изготовить.
— Выходит, сейчас «Силовые машины» делают первые образцы своей турбины 330 мегаватт без твердого заказа? На свой страх и риск?
Ф. В.: Гарантированного спроса с твердой ценой у них нет. Если спрос появляется, то внезапно, по итогам конкурсного отбора мощностей. А турбина — это не заказ в «Яндекс Лавке», ее через полчаса на самокате не привезут. Ее производство надо сильно загодя планировать (и нести затраты) даже на существующих линиях. А если еще и завод расширять — тем более. Вот этой связки между отраслями по времени (когда и сколько) и по экономике (почем) пока не выстроено.
Сейчас механизм отраслевого заказа детально обсуждается в составе разработанного Минэнерго законопроекта «О содействии инфраструктурному развитию и повышению эффективности управления в электроэнергетике».
— Сегодня механизм гарантированного спроса с твердой ценой работает только у атомщиков. Ценой колоссальных управленческих и организационных усилий за последние 15 лет «Росатом» сумел выстроить свою машиностроительную цепочку.
Ф. В.: Да, это так. Здесь уже можно говорить и о выходе на серийное производство по ряду позиций, но задача оптимизации стоимости еще стоит. И даже у атомщиков стоит вопрос, осилят ли их машиностроительные предприятия набранный объем заказов, причем экспортные контракты на сооружение станций за рубежом заметно превышают внутренние.
В. М.: Преимущество «Росатома» — наличие жесткой внутренней вертикали управления, межотраслевой интеграции. В остальной экономике такого нет. Стратегическим министерством у нас, по идее, должен быть МЭР. Но у него нет рычагов для межотраслевого управления. Минэнерго? Но оно не занимается интеграцией даже энергетических отраслей через топливно-энергетические балансы. А межотраслевой интеграцией и увязкой в принципе в правительстве никто не занимается. Последний межотраслевой баланс с огромным трудом разработали в 2021 году. С ним упражняются только ученые, в государственном управлении данный инструмент никак не задействован.
Ф. В.: А кроме странового есть же еще региональное планирование, проблема комплексного развития территорий и их энергетики. Например, на Дальнем Востоке планируют построить две большие АЭС, их строительство вошло в Генсхему-2042. А почему не развивать там активно как раз малые АЭС по несколько блоков, создавая реальную возможность их удешевления за счет массовости производства? Сделать такую программу было бы важно, если малые АЭС рассматриваются и как новый экспортный продукт. А почему не угольные станции, работающие на местных дальневосточных углях, но с новым отечественным оборудованием, обеспечивающим более высокий КПД и качественно лучшие экологические характеристики? Ответы на эти вопросы выходят за рамки электроэнергетики, так как их нужно оценивать с учетом влияния на всю экономику региона.
— Какова долгосрочная динамика цен на электроэнергию для промышленных потребителей в России? Это же важнейший фактор конкурентоспособности торгуемых отраслей на внешнем, да и на внутреннем рынке.
В. М.: Я бы не переоценивал важность этого фактора. Доля электроэнергии в себестоимости в среднем по российской экономике невысокая, всего 1,5 процента, в обрабатывающей промышленности — 1,8 процента. Конечно, есть отрасли с высокой энергоемкостью — цветная металлургия, где доля электроэнергии в себестоимости 7 процентов, есть сама электроэнергетика, где соответствующий показатель меняется в диапазоне от 6 до 7,5 процента, высокой электроемкостью отличается ЖКХ, но это неторгуемая отрасль. Но средняя температура по больнице, повторюсь, невысока. И тем не менее сильный рост внутренних цен на электроэнергию, который грозит нам в ближайшие десять лет, способен весьма негативно сказаться на темпах экономического роста.
— Почему вы говорите о резком удорожании электроэнергии в ближайшие годы?
Ф. В.: Нам предстоят значительные инвестиции в замещение выбывающих мощностей и в строительство новых, учитывая даже разумный, а не завышенный, как в Генсхеме-2042, новый спрос на электроэнергию. Пока основной источник финансирования этих инвестиций — платежи потребителей через повышенный тариф.
— И как дорогое электричество скажется на макроэкономике?
В. М.: По нашим расчетам, один процент роста цены электроэнергии сверх текущей инфляции снижает рост ВВП на 0,15 процента — и это даже с учетом положительных мультипликативных макроэкономических эффектов от инвестиций в энергетике. К 2035 году чувствительность снижается до 0,1 процента, но, правда, на этом горизонте мы закладываем в модель значительное снижение реальной стоимости денег, заемного капитала, что позволит постепенно решить долговую проблему (отношение накопленного долга к EBITDA в целом по экономике сегодня уже достигло трех). В целом на 25-летнем прогнозном интервале годовые темпы роста цены электроэнергии на два процентных пункта выше инфляции способны снизить планируемые правительством РФ среднегодовые темпы роста ВВП с 3 до 2,75 процента, что эквивалентно запаздыванию экономической динамики страны на два года.
— Если сравнить стоимость электроэнергии для промышленности в России и других странах, какая будет картина? Мы уже обогнали Америку?
Ф. В.: Твердой, однозначной статистики для корректных сопоставлений подобного рода нет в природе. К тому же фактор изменчивости курсов валют здесь серьезно затуманивает картину. Более релевантно рассматривать средние значения за период. Вот, например, какие оценки в среднем за 2023‒2026 годы дает ресурс Globalpetrolprices.com. В России цена электроэнергии для бизнеса составляла 10 американских центов за киловатт-час. Это все еще ниже, чем в США (14,8 цента за киловатт-час) и даже ниже, чем в Китае (10,8 цента). Понятно, что цены на электричество в странах — импортерах энергоресурсов значительно выше. По данным того же источника, в Японии этот показатель составляет 20,2 цента за киловатт-час, в Германии — 28,5 цента. Остается более низкой, чем в странах выборки, и средняя цена электричества для населения в России.
В. М.: По большому счету я бы не переоценивал значимость подобных сопоставлений. У нас другая структура экономики, другой климат, другие транспортные плечи, потребительские предпочтения другие. В этих условиях мериться конечной долларовой ценой электроэнергии, на мой взгляд, довольно малосодержательное занятие. А некоторые эксперты еще в эти сопоставления паритет покупательной способности навинчивают, чего уж точно не надо делать.
— Паритет здесь точно ни при чем. Но почему нет смысла сопоставлять стоимость электроэнергии для «Русала» и Alcoa или теперь Chinalco, я не понимаю. Это важный конкурентный фактор.
В. М.: Упомянутые вами компании имеют слишком разную длину цепочек создания стоимости, разную структуру операционных и капитальных затрат, они живут в разных системах налогообложения и с разной ценой денег. Если уж их сравнивать, то по каким-то натуральным показателям — например, по расходу электроэнергии на тонну произведенного первичного алюминия.