Так считает Сергей Анисимов, исполнительный директор Межрегиональной ассоциации региональных энергетических комиссий (МАРЭК).

– Как вы видите будущее наших электросетей: каковы пути модернизации и внедрения высокотехнологичного оборудования?

– К 2030 году полная цифровизация в управлении электросетевым комплексом. Это правильно. К этому времени функции, которые сегодня возложены частью на электромонтеров, а частью на оперативный персонал, будет исполнять высокотехнологичное оборудование.

– Что можно сказать о сегодняшнем уровне недофинансирования сетевого комплекса, которое, по словам замминистра ТЭКа Юрия Маневича: «…рано или поздно может привести к коллапсу всей системы».

– Я тридцать пять лет в энергетике и часто, еще с советских времен, слышал про износ основных фондов сетевого комплекса в 70 %. Коллапса до настоящего времени нет!!! И не будет! Иначе зачем заместитель министра и министерство?

– В августе Юрий Маневич, говоря в целом об отборе проектов для модернизации электроэнергетики, сказал: «…мы готовы обсуждать новые критерии (отбора проектов), которые могут повысить эффективность процесса. С другой стороны – ограничены в сроках внесения изменений в отбор, который пройдет в конце августа – начале сентября на 2025 год».

Если отнести эти слова только к электросетям, какие критерии отбора проектов актуальны и что сегодня, в середине сентября, можно сказать об отобранных проектах?

– Принят предварительный перечень проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций на 2025 год. В электросетевом комплексе – проекты, связанные с расшивкой узких сечений, повышением коэффициента загрузки оборудования и с цифровизацией электросетевого комплекса. Имеется в виду реконструкция и техперевооружение. Для нового строительства в электросетевом комплексе страны необходимо наличие новых перспективных потребителей энергии.

– Минэнерго – активный сторонник рыночных механизмов и соответственно деятельный участник разработки мер по уменьшению и ликвидации перекрестного субсидирования, которое оцениваться чуть ли не в 402 млрд руб.

В каких регионах перекрестное субсидирование продолжает расти и насколько, по вашим прогнозам, реализация предложенных мер должна притормозить ежегодный рост объемов перекрестки?

– В энергетике, как и в других отраслях нашей страны, существует перекрестное субсидирование (ПС) в ценообразовании и применении ставок оплаты. Это основной тормоз развития рыночных отношений и экономики страны в целом. В энергетике существуют сегодня порядка 20 видов ПС, и оно самое большое по величине. В нашем случае речь идет только о перекрестном субсидировании, связанном с низкими тарифами для населения.

Вопрос политический – с 60 млрд рублей в 2001 году при всех мероприятиях оно достигло 400 млрд рублей в 2018 году. Даже с учетом роста индекса потребительских цен, принимаемые меры: социальные нормы потребления, дифференцированные и ступенчатые тарифы, программы ликвидации – дали небольшой эффект.
В пяти регионах – донорах федерального бюджета ПС будет сокращаться, цены на электроэнергию для населения будут расти. В остальных регионах это невозможно просто из‑за выборов и низких доходов жителей. Важный шаг в сокращении ПС – отмена коэффициента 0,7 для жителей сельской местности и для жителей, использующих в быту электроплиты.

– В докладе министра ТЭКа сказано, что закон, принятый в конце 2018 года «… освободит потребителей от функций по приобретению, установке, обслуживанию и замене счетчиков электрической энергии и возложит эти обязанности на сетевые организации и гарантирующих поставщиков».

Когда можно ожидать освобождения потребителей от переустановки счетчиков?

– Только на электросетевые организации. Счетчики электрической энергии в соответствии с нормативными актами должны быть сейчас везде на границе балансовой принадлежности электросетевых организаций. Но это в идеале. Отсутствие источника финансирования для установки счетчиков электрической энергии на всех точках поставки электрической энергии вынуждает прибегать электросетевые организации к использованию показаний приборов учета, которые принадлежат потребителям, иногда гарантирующим поставщикам.

Сложность вопроса, во‑первых, в том, что приборы учета должны быть современными, умными и конкурентоспособными на розничном рынке, в том числе и по цене. Во-вторых, нельзя ограничивать потребителя электрической энергии в желании управлять стоимостью электрической энергии, дистанционно проверять баланс и проводить расчеты. В-третьих, надо иметь технологически пригодные каналы связи для обмена информацией между приборами учета, всеми сторонами процесса электроснабжения, расчетов и управления стоимостью. Когда потребители получат такую возможность, можно будет говорить об освобождении потребителей электрической энергии от замены, поверки, обслуживания приборов учета, принадлежащих им. А иметь контрольные приборы учета (некоммерческие) потребителю никогда и никто не запретит.

– По словам Александра Новака: «Энергостратегия Российской Федерации на период до 2035 года подлежит актуализации до конца текущего года».

Можно ли привести конкретные примеры актуализации энергостратегии в вопросах, относящихся к сетевому комплексу?

– Нереализованы все задачи, предусмотренные Стратегией развития распределительного электросетевого комплекса Российской Федерации, одобренной в 2006 году. Полностью выполнено – создание крупных операционных межрегиональных центров. В системе тарифного регулирования прежде всего удалось успешно реализовать регулирование методом доходности инвестированного капитала.

– Переходя непосредственно к теме рейтинга, во‑первых, как выглядит наш электросетевой комплекс в вопросе потерь по сравнению с аналогичными западными системами?

– Не хуже, если учесть поправки на удельные показатели: плотность размещения энергообъектов потребителей и расстояния.

– Реализация каких программ в области сокращения потерь и повышения энергоэффективности были наиболее эффективны в 2018 году и какие, по вашему мнению, надо развивать в 2019‑2020‑м?

– Надо выделить программу ликвидация безучетного потребления электрической энергии и замену голого провода ЛЭП на СИП. Ближайшая перспектив – развитие цифровизации управления электросетевым хозяйством для повышения надежности и бесперебойного электроснабжения потребителей.

– Какой размер инвестиций в целом по системе позволил добиться положительных результатов и каков прогноз по их окупаемости?

– Эффективные проекты, в том числе и по внедрению цифровых технологий, имеют срок окупаемости в пределах базового периода тарифного регулирования – это не более 10 лет. Размер инвестиций зависит от платежеспособности потребителей электрической энергии и всех участников рынка.

– Методология рейтинга ежегодно дорабатывается специалистами министерства. На сегодня что вы ждете от нового подхода?

– Сокращения количества электросетевых организаций с 3000 до 1000. Главное изменение – включение всех ТСО в рейтинг и дальнейшая консолидация сетевых активов для снижения затрат на передачу и распределение электрической энергии.

– Что дал рейтинг как инструмент корректировки работы Минэнерго, регулирующих и контролирующих организаций и непосредственно сетевых компаний? Какие конкретные изменения можно выделить?

– Использование показателей качества и надежности (средний индекс частоты прерываний электроснабжения конечных потребителей и средний индекс длительности прерываний электроснабжения конечных потребителей электроэнергии в системе, либо аналогичные общепринятые в мире показатели) стали одним из основных критериев при формировании инвестиционных и ремонтных программ электросетевых организаций.