Там, где есть сложности, обычно есть поддержка. Такой принцип в российской электроэнергетике работает довольно давно и для определенных игроков рынка - вполне успешно. Во всяком случае, так было до 2020 года, когда пандемия коронавируса круто поменяла повседневную жизнь, а вместе с ней и объем энергопотребления.

Проблемы с зарубежными контрагентами, яростные атаки вдохновленных пандемическими проблемами крупных промышленных потребителей, мораторий на штрафы населения, долги, безуспешные попытки добиться поддержки и даже криминальные хроники - вот краткий список "тегов", которыми можно описать уходящий год в отрасли. Никакой масштабной помощи от регуляторов на фоне пандемии энергетика не получила, оставшись со своими взрослыми проблемами одна, как Кевин из знаменитой новогодней комедии "Один дома".

Сложности сложностями, но никуда не исчезли и дедлайны по важным инфраструктурным решениям - новой программе развития "зеленой" энергетики, поддержке Дальнего Востока и модернизации, масштабным проектам для снабжения второго этапа БАМа и Транссиба.

О том, что отрасль пережила в 2020 году и что ей предстоит в 2021 году, мы вспоминали, выбирая для просмотра рождественские фильмы - с надеждой, что удастся посвятить праздники именно им, а не прочтению ряда нормативно-правовых актов, выход которых ожидался до конца декабря, и все еще ожидается...

Коронавирус - плохой Санта
"Выручка по итогам 9 месяцев снизилась на 8,4%, чистая прибыль - на 57,7%", "По итогам сентября компания получила операционный убыток в 1,7 млрд руб." - еще год назад, чтобы найти такие строки в отчетах российских энергетиков, нужно было очень сильно постараться. Механизм ДПМ обеспечил им многолетний непрерывный денежный поток с хорошей доходностью. И казалось, что он плавно перейдет в новые высокодоходные договоры - на тепловую модернизацию. Но 2020 год преподнёс отрасли не только теплую зиму, но и другой "уголек" вместо подарка - снижение потребления на фоне пандемии.

"Этот год был просто аномально, вопиюще тяжелым для экспорта российской электроэнергии за рубеж", - подвела итоги в интервью "Интерфаксу" член правления "Интер РАО" Александра Панина. В определенной степени эти слова можно отнести ко всей отрасли. И "Интер РАО" здесь оказалось еще не в самой тяжелой ситуации. Хоть экспорт компании и обрушился на 40%, и по РСБУ она оказалась операционно убыточной, но такое же резкое снижение курса рубля позволило превратить убыток в прибыль. У других компаний опции переоценки валютной выручки не было, и поддержать выход объектов ДПМ на конкурентный рынок оказалось нечем.

"Серьезное воздействие она (ситуация с коронавирусом - ИФ) начала оказывать на нас. Мы видим снижение потребления электроэнергии, снижение финансовой дисциплины", - говорил еще в начале лета гендиректор "Газпром энергохолдинга" Денис Федоров. "Бюджеты, предполагаемые в 2020 году, мы точно не достигнем", - подводил итоги уже зимой гендиректор "Т Плюс" Андрей Вагнер, оценивая снижение производственных показателей в 7-9%.

"Интер РАО" также ожидает снижение EBITDA в 2020 г. на 10-15%. Компании "Газпром энергохолдинга", "Юнипро", "Энел" - все они отмечали негативную тенденцию цен на рынке на сутки вперед, а также снижение выручки от выхода части объектов ДПМ на конкурентный рынок. С учетом теплой зимы 2019/2020 и высокой водности финансовые результаты энергетиков оказались под еще большим давлением.

Добавил головной боли энергетикам и введенный весной правительством мораторий на взыскание штрафов за неоплату жилищно-коммунальных услуг, действие которого, как выяснилось недавно, может быть продлено до конца зимы. Первые прогнозы звучали катастрофически. После введения моратория Минэнерго оценивало потенциальные выпадающие доходы энергокомпаний в объеме 600-700 млрд руб. Тогда компании "Газпром энергохолдинга" оценивали снижение собираемости платежей в теплоэнергетике на 40-50%. И хотя к концу года ситуация не выглядит настолько угрожающей (Панина оценила снижение собираемости по отрасли в 2%, или 12,2 млрд руб.), обсуждения о продлении этой меры до весны 2021 г. энергокомпании явно не поддерживают. В Минэнерго "Интерфаксу" не прокомментировали актуальную оценку выпадающих доходов отрасли.

Энергетики не ожидают полноценного восстановления показателей в 2021 г. Так, "Т Плюс" оценивает прирост показателей только на уровне 5-5,5% к 2020 г. "В России мы планируем, что уровень потребления в 2021 г. будет расти, восстанавливаться постепенно. В идеале хочется верить, что четвертый квартал 2021 г. будет на уровне четвертого квартала 2019 г. С учетом темпов вакцинации, еще возможных ограничений это такой, я бы сказала, сдержанно-оптимистичный прогноз", - говорила "Интерфаксу" Панина.

В Минэнерго надеются, что на динамику потребления электроэнергии в 2021 г. положительно скажутся более холодная зима и увеличение добычи нефти в рамках сделки ОПЕК+, но точных прогнозов пока не было. По итогам 2020 г. снижение энергопотребления ожидается на уровне 2,7%.

Отпуск по обмену: модернизацию ждут перемены
Пандемия поставила под угрозу ряд крупных инвестиционных проектов в энергетике, в частности, по модернизации тепловых мощностей (новый ДПМ для тепловой генерации). Возник риск, что некоторые запланированные объекты будут введены несколько позже из-за сложностей, связанных с поставками оборудования и перемещениями специалистов в связи с карантинными мерами.

Но уже в октябре замминистра энергетики Юрий Маневич незадолго до своей отставки рассказывал "Интерфаксу", что массовых обращений о переносе сроков ведомство не получало. И в целом влияние ограничительных мер было сведено к минимуму - первые вводы должны состояться уже в 2022 г.

Тем не менее, планировавшийся еще весной конкурсный отбор проектов модернизации с вводом в 2026 г. удалось провести только к концу года. А аналогичный отбор, но с использованием российских турбин, и вовсе был перенесен на апрель 2021 г. на фоне обновления его параметров.

Энергокомпании проводят оценку стоимости модернизации с использованием этого оборудования. "Все-таки пока проходит недорогая модернизация - это замена отдельных частей оборудования, а здесь более комплексная и дорогая работа, которая по большому счету зачастую мало чем отличается от нового строительства", - объясняла Александра Панина.

По этой же причине энергокомпании обсуждают выделение квот для ТЭЦ. Сейчас складывающаяся на конкурсах цена недостаточна для того, чтобы отбор проходили проекты ТЭЦ, считают генкомпании. Поэтому в качестве одного из вариантов предлагается выделение квот для ТЭЦ в рамках отборов.

Но в целом механизм модернизации безусловно работает, причем на жестких конкурентных условиях, и "Интер РАО" очень сильно старается, чтобы победить на этих конкурсах, объясняла Панина, как компания забирает значительные объемы на этих конкурсах.

Потерянное Рождество: ваши ожидания - ваши проблемы
Ковидный кризис не мог не повлиять на долгосрочные планы энергокомпаний. "Интер РАО", планировавшее представить стратегию до 2030 г. в мае, в итоге перенесло презентацию на осень. Фондовый рынок разгонял стоимость акций компании в ожидании более четких планов по сделкам M&A и роста дивидендов. Но в итоге получил разочаровавшие сдержанные прогнозы и фразы, уже неоднократно звучавшие в ходе телефонных конференций с инвесторами.

Показательным стал диалог между аналитиком "ВТБ Капитала" Владимиром Скляром и членом правления "Интер РАО" Алексеем Масловым во время одного из звонков, в ходе которого топ-менеджер не согласился с мнением, что акции энергокомпании негативно отреагировали на презентацию стратегии-2030. А ожидания акционеров дивидендов выше 25% чистой прибыли по МСФО Маслов назвал избыточными.

"Поэтому у нас тут с вами расходятся базовые предпосылки и ощущения динамики (акций - ИФ)", - резюмировал он.

Таким образом, главный вопрос года для инвесторов - на что компания может потратить огромное количество денег, лежащее на ее счетах, - остался открытым.

Судя по всему, один из вариантов, который не исключают в компании, - это участие в качестве соинвестора в проекте энергоснабжения "Восток Ойла", который реализует "Роснефть" (объединены одним основным акционером - "Роснефтегазом"). На встрече с президентом РФ Владимиром Путиным гендиректор "Интер РАО" Борис Ковальчук оценивал инвестиции в этот проект как раз в 200-300 млрд руб.

В свою очередь глава государства на форуме "Россия зовет !" одобрил работу энергохолдинга и - что может быть даже важнее - дал понять, что следит за ней: "Компания работает эффективно и демонстрирует хорошие показатели. Я знаю, что у них есть план развития своего бизнеса".

Пригоршня чудес "РусГидро"
Чуть ли не единственная компания, практически не заметившая никаких проблем в 2020 г., - это "РусГидро". Если не верите, то посмотрите хотя бы на решения набсовета "Совета рынка" 23 декабря, когда отрасль отказалась простить "Энел Россия" штрафы за опоздание с запуском Азовского ветропарка, несмотря на очевидно повлиявшие на сроки работы ограничения из-за коронавируса. В тот же день тот же состав участников простил "РусГидро" за поздно сданные документы о готовности Барсучковской МГЭС и сохранил компании ДПМ для этого объекта.

Впрочем, это не самая большая победа "РусГидро" в этом году. Начался год для "РусГидро вполне обычно - с обсуждения судьбы Дальнего Востока и очередной волны слухов, что "РусГидро" и ее дочерняя компания "РАО ЭС Востока" могут поменяться местами.

В аппарате вице-премьера Юрия Трутнева на это отвечали, что знакомы с предложением, а повышение капитализации "РусГидро" является важной задачей для компании с госучастием.

"В этой схеме нет идеи, она не решает стратегическую задачу развития Дальнего Востока", - быстро закрыл дискуссию в интервью "Коммерсанту" гендиректор "РусГидро" Николай Шульгинов, к концу года неожиданно переквалифицировавшийся в министра энергетики, успев перед этим продлить контракт с компанией на два года.

Очевидно, "РусГидро" надеется, что вопрос рентабельности активов компании на Дальнем Востоке будет решен, в том числе, за счет ценовых надбавок для всего остального энергорынка. Сейчас компания уже не позволяет себе брать неисполнимые обязательства, как в 2012 г. со строительством четырех ТЭС без ясного механизма окупаемости и сметой, вышедшей за все ранее утвержденные рамки.

В целом компании сложно было жаловаться на судьбу в 2020 г. Аномально высокая водность сибирских рек обрушила цены на рынке на сутки вперед, оставив традиционной генерации мало шансов в конкуренции с гидроэнергетиками. За январь-сентябрь 2020 г. "РусГидро" нарастила производство электроэнергии на 13,7%, в том числе выработка ГЭС и ГАЭС подскочила на 17,2%.

В результате, если по итогам 2019 г. чистая прибыль компании составила символические 643 млн руб. с учетом списаний капзатрат по активам на Дальнем Востоке, то уже в сентябре накопленная прибыль за девять месяцев составила 13,6 млрд руб. И компания обещает, что больших списаний по итогам года не будет, а 2021-2022 гг. и вовсе обойдутся без них, что позволит увеличить дивиденды в 1,6 раза, до не менее 25 млрд руб. в год.

Дальневосточный экспресс
Ключевой для "РусГидро" регион - Дальний Восток - стал в уходящем году одной из главных тем, регуляторные решения по которой нужно было принять как можно скорее. Снятие с энергопотребителей оптового рынка нагрузки для развития отрасли все еще остается на уровне эфемерных проработок правительства и несбыточной мечты промышленности. Тема потенциального отказа от нерыночных надбавок всплывала на поверхность даже весной, на заре пандемии, но, очевидно, испугавшись других, более масштабных проблем, поспешно нырнула обратно в глубь правительственных коридоров.

Ключевой вопрос - о том, почему потребители первой и второй ценовых зон должны в принципе платить за неценовой Дальний Восток - похоже, так и останется без ответа года, эдак, до 2028. Именно до этого срока продолжает действовать дальневосточная надбавка, которая позволяет выравнивать тарифы в регионе с общероссийским уровнем. С начала действия механизма промышленники заплатили за нее уже 128,6 млрд руб., в следующем году - заплатят еще 38,06 млрд руб.

Предполагается, что с 2022 года объем нагрузки будет поэтапно сокращаться за счет выведения из механизма потребителей сферы бюджета и ЖКХ (уйдут в течение трех лет) и крупных промышленников Дальнего Востока (уйдут в течение пяти лет). Это позволит снизить бремя для потребителей ценовых зон как минимум на 17-18 млрд руб. за пять лет, (то есть с 38 млрд руб. в 2021 году до примерно 20-21 млрд руб. в 2027 году- ИФ), говорил замминистра энергетики Павел Сниккарс.

Впрочем, сокращения надбавки для потребителей недостаточно. "Развитие Дальнего Востока и надбавка - это разные вещи", - подчеркивает Валерий Дзюбенко из "Сообщества потребителей энергии", отмечая, что изменение надбавки с тем, чтобы сделать ее более адресной, - хорошая идея, но ее реализация оставляет желать лучшего. По мнению потребителей, развитие региона должно осуществляться через другие механизмы - не через "утяжеление чека" для промышленности в ценовых зонах, а путем бюджетных субсидий.

Отдельное беспокойство у промышленников вызывает отсутствие каких-либо целевых ориентиров при продлении надбавки. "Одно расстройство - и с точки изменения формата субсидирования, и сам механизм изначально мы не приветствовали. Ровно о чем мы предупреждали, то и произошло - деньги потратили напрасно. Порядка 130 миллиардов потратили, и в дальнейшем будет сумма сопоставимая. И что мы получим в итоге? Никаких численных ориентиров нет опять", - говорит Дзюбенко.

В ходе обсуждения этого изменения механизма поднимался вопрос о том, что при отмене надбавки для бюджетников их расходы вернутся к региональным бюджетам, с чем не соглашался Минфин. "Обеспечение социально доступного уровня тарифов на электроэнергию для потребителей ДФО может быть только бессрочной мерой поддержки - предоставление субсидии не может быть поддержано в качестве механизма доведения средств федерального бюджета", - отмечалось в позиции Минфина. В связи с эти финансовое ведомство предлагало рассматривать эту надбавку как меру социальной поддержки и перестать обсуждать ее отмену. Как именно будет решена эта бюджетная проблема, покажет время.

Согласование "дальневосточного" законопроекта - далеко не точка в этом вопросе. Документ о дальневосточной надбавке получился весьма обширным: в него вошла концепция и модернизации, и строительства новых энергообъектов в неценовых зонах. Все это еще потребует разработки различных нормативно-правовых актов.

Новинкой в этих документах может стать распределение нагрузки между потребителями ценовых зон и потребителями зон неценовых, в которых будут расположены новые объекты строительства и реновации. "В рамках тарифно-балансовых решений они (потребители неценовой зоны - ИФ) тоже должны компенсировать часть нагрузки возможной модернизации либо нового строительства генерирующих объектов", - говорил Сниккарс.

Самое интересное - параметры отборов - станет известно только в 2021 году, соответствующий документ Минэнерго рассчитывает представить в начале второго полугодия.

Пока известно лишь то, что проекты модернизации будут отбираться по заявкам - сначала в Минэнерго, а потом на уровне правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики. Ключевым фактором отбора здесь будет востребованность объектов. Конкуренции здесь не будет, ведь бенефициаром окупаемости обновления генерации Дальнего Востока является одна-единственная "РусГидро". Компания представляла свои планы по модернизации еще в 2019 году. Тогда оценочная стоимость обновления четырех электростанций составляла около 171 млрд руб.

Новые же электростанции, по традиции, выберут на конкурсах. Здесь, впрочем, тоже не обошлось без новаций: конкурс, провести который планируется в следующем году, может стать первым технологически-нейтральным отбором мощностей, то есть в нем на равных условиях смогут участвовать разные типы генерации. Ранее подобный подход предлагалось внедрить только в возобновляемой энергетике (это предполагается сделать в новой программе поддержки). "Мы рассматриваем и возможность строительства газовой станции, угольной, возможно и гидростанции - есть и такие инициативы со стороны энергокомпаний. Для нас это будет новая разработка", - говорил Сниккарс, комментируя будущие условия отбора генерации в Бодайбинском энергоузле Иркутской области.

Эта электростанция - часть проекта внешнего энергоснабжения восточного полигона железных дорог, по сути, первого за несколько лет плана масштабного строительства генерации после Тамани и Крыма. Конфигурация проекта по итогам обсуждений и заявок компаний определилась в следующем виде: помимо станции в Бодайбинском районе на 456 МВт, планируется расширить Нерюнгринскую ГРЭС на два энергоблока по 215 МВт каждый, Партизанскую ГРЭС на 280 МВт, а также модернизировать Приморскую ГРЭС с увеличением часов использования (установленная мощность останется прежней). Первоначально проект предполагал также новые мощности в Совгавани и Приморье, но от этих объектов отказались на фоне экономических сложностей во время пандемии коронавируса, а также готовности "РусГидро" к строительству новых объектов и модернизации существующих.

В Минэнерго "Интерфаксу" поясняли, что капитальные затраты этой схемы энергоснабжения оцениваются в 262 млрд руб. (с учетом строек в Совгавани и Приморье цена была бы больше на 38 млрд руб.).

Говоря об отборах новой генерации, Сниккарс упоминал и то, что сроки реализации проекта могут быть длительными, если собственник будет во время реализации проектов обеспечивать спрос мощностями мобильных станций. Эта же возможность обсуждалась в контексте возобновления проекта строительства Тельмамской ГЭС на 450 МВт. En+ предлагала эту станцию стоимостью 56 млрд руб. в качестве альтернативы сооружения ТЭС на газе в районе Пеледуй. Предполагалось, что пока станция будет строиться, инвестор проекта будет арендовать дизельные станции для энергообеспечения потребителей.

Параметры отборов могут быть "скорректированы" на текущую "зеленую" повестку, обмолвился представитель Минэнерго. "Сейчас идет дискуссия и разработка концепции - по параметрам эффективности, учета климатической повестки, которая сейчас входит в силу и внутри страны, и на уровне международного общения. Основные параметры будут определены постановлением. Мы считаем, что это должно быть некое сбалансированное решение по отбору с учетом и ценовых параметров - бесспорно, на базе LCOE - с учетом уже отработанных механизмов, и с учетом параметров дополнительные эффективности и, возможно, климата", - говорил Сниккарс.

Грин(ч) - похититель Рождества
Вопрос "зеленой" электроэнергии был в уходящем году в топе тем всевозможных онлайн-конференций и обсуждений на профильных площадках. Именно инвесторы в ВИЭ наиболее активно лоббировали вопрос поддержки на фоне коронавирусных ограничительных мер. Дело в том, что отрасль испытала сложности со своевременным вводом проектов, что, по договорам о предоставлении мощности, чревато штрафами. Энергетики просили сдвигать вводы без штрафов и сокращения срока окупаемости проектов.

Минэнерго просьбы инвесторов услышало и готово предоставлять такую отсрочку до полугода, но коллективного общего решения для всех не будет, ведомство настаивает на индивидуальном подходе, пояснял замминистра энергетики Павел Сниккарс. "Мы обсуждаем тематику именно данной отсрочки, сколько она должна быть - 3, 6 месяцев, год, и пытаемся все-таки соразмерить величину негативного воздействия, связанного с COVID, именно покопавшись в содержательных основаниях со стороны инвесторов", - говорил он. Но индивидуальный подход не гарантирует помощь от государства - "Энел Россия" отказали в отсрочке штрафа, просьба о которой аргументировалась именно ограничительными мерами, а "РусГидро" - помогли после небольшого опоздания с документацией по вводу малой ГЭС.

Но главной темой были, пожалуй, не сложности, а дальнейшие возможности - продление программы поддержки ВИЭ после завершения в 2024 году первой. Последний отбор в рамках этого механизма завершился в декабре. Как напомнил в итоговом интервью телеканалу "Россия 24" курирующий отрасль вице-премьер Александр Новак, в России уже построены 2 ГВт подобных мощностей. "Безусловно, для нас это важная составляющая нашей энергетики и нашей промышленности. Потому что одна из основных задач - это создание в промышленности производства оборудования, соответствующих технологий", - подчеркнул Новак.

В рамках первой программы должны быть введены около 5 ГВт. Самой конкурентной отраслью в ходе отборов был ветер. Последние его объемы на завершившемся в декабре конкурсе забрала структура "Росатома" - "НоваВинд" (в лице "ВетроОГК-2"). В результате победы объем портфеля ветряных проектов корпорации вырос до 1,2 ГВт, что соответствует 35% рынка ветроэнергетики в России, сообщала "НоваВинд". Другим крупным игроком на рынке ветра в результате запуска первой программы поддержки стал "Фортум", который совместно с "Роснано" входит в Фонд развития ветроэнергетики, (объем проектов ВЭС порядка 1,8 ГВт). "Энел Россия" реализует проекты трех ветропарков на 362,25 МВт.

В солнце лидером по объемам является "Хевел" (изначально создавалось как СП "Роснано" и "Реновы", два года назад "Роснано" вышла из проекта). Портфель проектов компании в России составляет 1,1 ГВт. "Хевел" же помогает "Фортуму" с реализацией его солнечных проектов на 115,6 МВт - и как подрядчик, и как поставщик оборудования. Свои проекты в солнце есть у "Т Плюс", "Солар Системы" (структура китайской Amur Sirius) и других компаний.

Малые ГЭС подобной конкуренцией похвастаться не могут и на отборах особым спросом они не пользовались - их объемы даже перераспределяли в пользу других мощностей. Впрочем, на последнем конкурсе программы интерес инвесторов к этим проектам наконец превысил квоту, и в будущем на малые ГЭС возлагают надежды: в новой программе этим проектам могут дать 30 млрд руб. на развитие, что позволит ввести 200-250 МВт. Впрочем, инвесторам недостаточно этой суммы. Так, "РусГидро" говорила о том, что эту сумму нужно увеличить до 70 млрд руб., чтобы компания могла выполнить новые требования локализации оборудования, заложенные в условия продления программы. "Тогда можно говорить о локализации всех видов турбин, которые необходимы", - говорил замглавы компании по стратегии Роман Бердников.

Сумма поддержки отрасли в рамках новой программы в целом еще не определена. Изначально обсуждались 400 млрд руб., но в уходящем году Минэкономразвития предложило урезать этот объем до 200 млрд руб. Ответ на этот вопрос инвесторы получат после выхода постановления правительства с условиями новой программы. Предполагалось, что это произойдет до конца года, до которого осталось совсем немного.

Документ должен поставить перед отраслью амбициозную цель: выход к 2035 году на самоокупаемость, при которой поддержка рынка больше не потребуется. При этом инвесторам поставят жесткие требования по локализации оборудования и его экспорту. Это, в свою очередь, приведет к удлинению временного периода между проведением отбора и датой ввода. Так, если в 2020 году проводились последние конкурсы на вводы в 2024-м, то в будущей программе предполагается проводить отборы за 5-7 лет для разных типов оборудования. "Это история с большим заказом заранее. Коллеги сильно просили, чтобы можно было локализовать большие объемы, потому что требования Минпромторг поставил по локализации достаточно амбициозные, но выполнимые, и в этой части надо, конечно, поспешить", - объяснял такое решение директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов. По его словам, обязательный экспорт оборудования в ведомстве не рассматривают как нагрузку на отрасль, скорее, как показатель качества российской продукции.

Предполагалось, что первый отбор проектов пройдет уже в первой половине следующего года. Он может быть первым технологически нейтральным отбором: сейчас у каждого вида "зеленой генерации" своя квота в отборе, в новой программе конкурс пройдет по одноставочной цене без оглядки на тип станции.

Рождество на двоих: инвесторы ВИЭ и потребители ждут "зеленых" сертификатов
В новой декаде регуляторы надеются на переход ВИЭ к рыночному ценообразованию. В "Совете рынка" отмечали, что поддержка ВИЭ должна в дальнейшем быть ориентирована на другие источники - например, финансовые рынки. "Рыночное развитие ВИЭ следует поддержать системой сертификации происхождения электроэнергии, которая действует и как механизм поддержки, и как индикатор рынка. Наличие такой системы с возможностью для потребителей свободно приобретать сертификаты позволит понимать, на какой объем "зеленой" энергии есть реальный спрос", - говорил член правления ассоциации Олег Баркин.

Система сертификатов еще не утверждена. Свои версии представили целых два ведомства - не только Минэнерго, но и Минэкономразвития. Вариант Минэнерго называет сертификаты "низкоуглеродными" и касается не только традиционных ВИЭ - солнца, ветра и воды - но и атомных электростанций. Выбран будет лишь один из этих вариантов. Курирующее отрасль ведомство надеется на запуск программы уже в следующем году.

Как отмечал Баркин, нужно "дать покупателю возможность выбирать какая энергия ему нужна", это поможет экспортерам, к продукции которых на мировых рынках будут предъявляться новые климатические требования. "Как минимум, хотелось бы создать механизм, который позволил бы каждому потребителю рассчитать углеродный след в потребляемой им энергии. А как максимум - снизить его, целенаправленно приобретая "зеленые" сертификаты", - говорил он. В перспективе активное участие покупателей электроэнергии позволит заместить механизмы обязательной поддержки (вроде ДПМ) механизмами добровольной поддержки "когда покупатель, предъявляя спрос не только на электроэнергию, но и на её качество (происхождение), будет влиять на развитие тех или иных видов ВИЭ", - пояснял менеджер.

Покупатели в механизме сертификатов заинтересованы, но ожидают от регуляторов не просто появления возможности подтверждать "зеленость" энергии, но и возможности сократить платежи за сами объекты ВИЭ. "Сама идея, сам сертификат - с ней мало кто спорит. Не все компании, но ряд компаний остро заинтересован в том, чтобы подтвердить "зеленость" покупаемой электроэнергии", - говорит Дзюбенко из "Сообщества потребителей энергии". Но, по его мнению, возможность подтверждения "зелености" не должна ограничиваться только сертификатами. "Они будут издаваться на какую-то определенную часть выработки, которая существенно скромнее, чем тот объем электроэнергии, подтверждение "зелености" которого нам необходимо для предприятий-экспортеров", - поясняет он, приводя оценки выработки ВИЭ до 2035 г в размере около 20-25 млрд кВт.ч при величине потребления экспортеров в 140-150 млрд кВт.ч.

"Второй момент - мы считаем, что потребители, которые обязательным образом уже оплатили создание этих активов (электростанций на основе возобновляемых источников энергии - ИФ), они должны получить долю этих "зеленых сертификатов" на безвозмездной основе. Они должны как-то от этого выиграть. В противном случае получится следующее: мы построили (станции - ИФ) за свои деньги, но ВИЭ делает эмиссию (сертификатов - ИФ) и продает их на свободном рынке кому-то еще. В какой-то пропорции плата по ДПМ ВИЭ должна компенсироваться, в идеале - сто процентов", - предлагают потребители.

Богатенький Ричи
Неясной в уходящем году остается судьба энергосбытовой "ГК "ТНС энерго" - одного из крупнейших должников сетевого комплекса. Долгое время эта компания существовала спокойно, несмотря на долги, но у сетей лопнуло терпение. Общую сумму долга "ТНС энерго" перед "Россетями" в последней не раскрывали, но, например, задолженность структуры сбыта перед "МРСК Юга" (сейчас "Россети Юг") на конец прошлого года составляла 1,6 млрд руб., "Кубаньэнерго" судилась с ТНС на сумму около 8,8 млрд руб., задолженность нижегородского энергосбыта перед "Россети Центр и Приволжье" на начало октября составляла 11,3 млрд рублей (рост с начала года на 46%).

Именно эта "дочка" "Россетей", как сообщал "Коммерсантъ", обратилась к правоохранительным органам, после чего было возбуждено уголовное дело в отношении менеджмента сбыта. По версии следствия, компания выводила средства от потребителей в другие структуры, в том числе в офшоры, вместо того чтобы расплачиваться с сетями. В результате по делу о мошенничестве были арестованы экс-глава компании Сергей Афанасьев, его заместитель Борис Щуров и бывший глава и экс-мажоритарий сбыта Дмитрий Аржанов.

Как сообщал летом профильный телеграм-канал "СоветБезРынка", "Россети" предлагали консолидировать должника в контуре группы. Это могло быть сделано путем приобретения "Янтарьэнергосбытом" пакета акций "ТНС энерго" с дальнейшим выходом холдинга из капитала проблемного сбыта после погашения задолженности. Для осуществления такой схемы необходимо менять законодательство, так как сейчас существует жесткий запрет на совмещение видов деятельности. Предлагались и другие возможности - участие в капитале сбыта совместно с другим кредитором - банком ВТБ (этот вариант законодательству не противоречит, так как предполагает "миноритарное" участие для "Россетей"), привлечение стороннего инвестора, лишения ТНС статусов гарантирующих поставщиков.

Один из собеседников "Интерфакса" на энергорынке пояснил, что "ТНС энерго" в этом плане для "Россетей" может стать "подходящей оболочкой" для создания федерального гарантирующего поставщика, куда можно было бы завести все неликвидные активы. "Россети" предлагали создать такую структуру весной в рамках комплекса мер по урегулированию задолженности перед генкомпаниями. Однако идея пока не нашла поддержки: глава "Совета рынка" Максим Быстров, например, называл ее "нежизнеспособной", отмечая, что в ассоциации не понимают "ни принципов работы, ни доступной законодательной базы для этого федерального гарантирующего поставщика".

В "Россетях" и Минэнерго возможное участие сетевого холдинга в ТНС и в целом тему долгов сбыта не комментируют. Однако под конец года стало известно, что в "Россетях" появился "профильный" советник, курирующий работу с гарантирующими поставщиками и "ТНС энерго" - Елена Стельнова, ранее возглавлявшая как раз "Янтарьэнергосбыт".

В конце ноября компании впервые провели совместное совещание по снабжению потребителей, объявив "перезагрузку" отношений. Стельнова отмечала, что "всего за несколько недель ноября кардинальным образом изменился формат взаимодействия "Россетей" с группой компаний "ТНС энерго", имея в виду ускорение обмена информацией, а также предоставление в срок графиков платежей (ее цитаты приводила "дочка" "Россетей" - "МРСК Центра").

ИНЕРФАКС