«Мы надеемся сохранить текущий объем экспорта»

Врио главы блока трейдинга «Интер РАО» Александра Панина об углеродном налоге ЕС

Вводимое ЕС трансграничное углеродное регулирование (ТУР) уже с 2026 года коснется «Интер РАО» как монопольного экспортера электроэнергии в Европу. О том, какие потери грозят компании, и способах их минимизировать “Ъ” рассказала временно исполняющая обязанности руководителя блока трейдинга «Интер РАО» Александра Панина.

— Как вы оцениваете потери «Интер РАО» как экспортера электроэнергии от механизма ТУР?

— Важно отметить, что уплата налога предусмотрена только в 2026 году. С 2023 года мы будем обязаны только показывать отчетность по своим выбросам. Из предложений ЕС следует, что налоги должны быть равны стоимости сертификатов на квоту на выбросы исходя из цены на европейской бирже (EU ETS.— “Ъ”). Цена квот растет. Если в прошлом году она составляла €30 за тонну СО2, то по состоянию на 3 сентября 2021 цена достигла €62,35. В перспективе показатель может вырасти и до €100 за тонну — это такая переломная цена, при которой, по оценкам экспертов, будет выгоднее выполнять реальные мероприятия по фактическому сокращению выбросов, чем приобретать квоту.

Проект регламента ТУР предусматривает несколько сценариев. Самый негативный сценарий для экспортера электроэнергии — это уплата ТУР исходя из выбросов СО2 на производство 1 МВт•ч из ископаемых видов топлива в ЕС. Это означает, что нас приравнивают даже не к средней энергетике ЕС, а к самой высокоуглеродной генерации в Европе. В таком случае вмененные выбросы будут составлять около 600 кг на 1 МВт•ч. При цене €50–60 за тонну СО2 себестоимость нашей поставки вырастет на €35 за 1 МВт•ч. При этом одноставочная цена оптового энергорынка РФ (стоимость электроэнергии и мощности) — около €33. То есть налог в ЕС окажется выше себестоимости нашей покупки электроэнергии в России. А при дальнейшем росте стоимости квоты на выбросы СО2 потери экспортера электроэнергии оцениваются до €300 млн, что выше нашей прибыли от этих продаж. В таком случае мы просто не будем поставлять электроэнергию в ЕС.

— Есть ли какие-то более мягкие сценарии?

— Да. Возможно применение к нашему товару углеродоемкости электроэнергетики страны либо отдельного региона. Нам придется доказать, что в РФ или, возможно, даже в конкретных регионах нашей страны выбросы СО2 ниже, чем вмененная по умолчанию названная выше величина. Например, поставка в Финляндию осуществляется из регионов России с высокоэффективной газовой генерацией и большой долей ГЭС и АЭС (Объединенная энергосистема Северо-Запада). Если использовать выбросы в целом по РФ — это составит около 300 кг на 1 МВт•ч. При европейских ценах СО2 в €50–60 себестоимость нашей поставки электроэнергии увеличится на €16 и составит около €50. В определенные периоды такая цена может оказаться ниже, чем в странах ЕС. Но все равно нам в этом случае придется значительно снизить наши поставки. Снижение может достичь 70–80%. Но даже при данном сценарии мы будем платить ЕС значительный налог, который может достичь €150 млн в год.

Третий вариант, который нам кажется самым взвешенным, разумным и справедливым,— применять к экспортеру электроэнергии индивидуальный учет по фактическим выбросам СО2. Мы должны будем доказать, что имеем свободные договоры на покупку электроэнергии с поставщиком, у которого фактические выбросы СО2 ниже, чем в среднем по РФ. Причем регламент ТУР, по сути, имеет в виду именно поставочный договор купли-продажи: указано, что фактическое производство электроэнергии на конкретном объекте должно каждый час соответствовать объемам экспорта. Еще одно условие — экспортер должен доказать, что отсутствовали сетевые ограничения на пути прохождения электроэнергии от электростанции до границы.

Реализация данного подхода возможна путем заключения свободных двусторонних договоров (СДД) разной конфигурации. Если свободный договор будет с ВИЭ, то налог будет равен нулю. По АЭС и большим ГЭС дискуссии еще будут вестись, но мы надеемся, что в любом случае налог будет крайне низкий. В таком случае мы надеемся, что сможем существенно минимизировать ставку налога и сохранить текущий объем экспорта. «Интер РАО» уже ведет переговоры о возможности заключения СДД с АЭС, ГЭС и ВИЭ.

— Российские СДД будут приниматься в ЕС?

— Наши СДД отличаются от общемировых представлений. СДД по логике ЕС — прямой поставочный договор: поставщик произвел электроэнергию, сетевая компания доставила, покупатель потребил. На российском энергорынке система СДД организована по-другому. СДД — это, скорее, финансовая сделка: поставщик имеет возможность, фактически не вырабатывая, купить электроэнергию с оптового энергорынка и поставить ее по СДД покупателю, а покупатель при этом перепродает этот объем на оптовый рынок, чтобы купить этот же объем уже по средневзвешенной оптовой цене. Думаю, объяснить фактическую «поставочность» такого договора при расчете индивидуальных выбросов СО2 будет крайне сложно, что может создать серьезные проблемы. «Совету рынка» (регулятор энергорынков.— “Ъ”) надо будет доработать конструкцию СДД к 2026 году, а может, и к 2023 году, чтобы мы уже в первой своей отчетности по выбросам могли учесть индивидуальный углеродный след по таким СДД. Кроме того, российским регуляторам вместе с «Системным оператором» и «Россетями» необходимо разработать порядок подтверждения отсутствия/ наличия сетевых ограничений при передаче электроэнергии до границы для предоставления верификатору.

— Сейчас активно обсуждается создание национальных зеленых сертификатов в России. Покупка таких сертификатов может вам помочь?

— Текущая редакция проекта ТУР не содержит никаких преференций для экспортера с зеленым сертификатом происхождения. Представляется, что зеленые сертификаты будут интересны для потребителей на розничном рынке, например для международных торговых компаний и банков. Для того чтобы российские зеленые сертификаты могли быть использованы для снижения ТУР, необходимо вести серьезный диалог с регуляторами ЕС о системе учета таких зеленых сертификатов.

— «Интер РАО» на оптовом рынке будет оплачивать и энергомощность, включая надбавки по договорам поставки мощности на все новые станции, в том числе и угольные. Эту проблему можно решить?

— Напомню, что на нашем рынке, в отличие от рынка электроэнергии ЕС, торгуются два товара, электроэнергия и мощность, а на Nord Pool — только электроэнергия. Регламентом ТУР регулируется именно источник поставляемой электроэнергии в части углеродного следа. Таким образом, в настоящее время с учетом проекта нормативной базы проблемы с оплатой мощности нет. Но в ходе переходного периода до 2026 года с европейскими партнерами потребуется обсуждение данного вопроса с учетом разных моделей рынка.

— Можно предположить, что и другие страны захотят взять с пример с ЕС и ввести углеродные пошлины. На ваш взгляд, есть ли такая угроза, например, со стороны Китая?

— Конечно, есть риск, что и другие страны начнут вводить ТУР в первую очередь как вынужденную меру в ответ на соответствующую инициативу ЕС. За опытом Китая мы внимательно следим. Начало работы в июле 2021 года национальной системы внутренней торговли квотами в Китае — очень серьезный шаг. При этом следует отметить, что Китай вводит такое регулирование крайне осторожно. Работа биржи пока ограничена только электроэнергетикой. Механизм следующий: установлены нормативы по выбросам для тепловых электростанций, и обязанность по покупке предусмотрена только на 20% от превышения норматива. Такая система поэтапного ужесточения требований не приводит к резкому росту цен на электроэнергию. Цена на выбросы СО2 в Китае в настоящее время складывается на уровне €6–7 за тонну. К 2025 году Китай планирует расширить охват биржи на другие крупные отрасли, включая нефтегазовую.

Таким образом, в настоящее время во всем мире идет апробация этого механизма. Внутристрановые системы торговли квотами или налоги на углерод есть в 46 странах. Кстати, ЕС в середине 2000-х годов тоже сначала плавно запускал механизм торговли выбросами СО2 с низкими ценами и большими объемами бесплатных квот. Бесплатные квоты в ЕС выдаются до сих пор, и не только на проекты ВИЭ, но и, например, на проекты по модернизации генерации в режиме конденсационной выработки, то есть теплофикационные проекты они тоже считают высокоэффективными. Но ЕС первым в мире решил установить жесткое углеродное регулирование на границах, чем создал серьезный прецедент. Причем данным прецедентом они стимулируют создание иных внутристрановых и наднациональных систем регулирования. Ведь в качестве альтернативы для неуплаты налога в бюджет ЕС предлагается внедрять аналогичный механизм внутри третьих стран. Но для многих стран это очень серьезное решение: далеко не все могут себе позволить кратный рост цен на электроэнергию, да и вообще это серьезное экономическое бремя. Предлагаемый график введения оплаты ТУР представляется «слишком жестким». Третьим странам, товары которых экспортируются в ЕС, предлагается декарбонизировать электроэнергетический сектор и совершить иные мероприятия в рамках энергоперехода, по сути, в течение четырех лет.

В настоящее время даже в ЕС не завершены все запланированные мероприятия по климатической повестке, несмотря на то что EU ETS функционирует с 2005 года. При этом в рамках первой и второй стадий реализации механизма торговли выбросами в ЕС с 2005 по 2012 год под углеродное регулирование попали только некоторые отрасли промышленности, и более 90% квот по предприятиям распределялись бесплатно.

— Стоит ли в России запускать аналогичную систему?

— В сегодняшней ситуации России нужно двигаться в этом направлении, но достаточно осторожно. У нас есть серьезный запас прочности, вернее, «низкоуглеродности».

Но, учитывая темпы перехода на низкоуглеродную энергетику в других странах и возможное ужесточение ТУР, работа над национальной системой регулирования выбросов СО2 еще впереди. Тут, на мой взгляд, лучше действовать поэтапно, осторожно, учитывая все возможные социально-экономические последствия и особенности энергетики России. Например, в нашей стране выстроена развитая инфраструктура централизованного теплоснабжения (тепловые электростанции обеспечивают тепловой энергией и горячим водоснабжением более 100 млн человек, или 70% населения), более 60% в установленной мощности составляют тепловые электростанции.

А к когенерации даже в ЕС отношение особое. Так, предусмотрено распределение бесплатных квот на выбросы в электроэнергетике, в частности на высокоэффективное когенерационное оборудование электростанций (в том числе модернизацию), которые эффективно используются для достижения первичной экономии энергии. Такие принципы закреплены в соответствующих директивах ЕС. При этом действующая в настоящее время Европейская система энергетических сертификатов (European Energy Certificate System) допускает возможность обращения сертификатов происхождения для когенерационных установок (Cogeneration Guarantees of Origin — директива ЕС 2012/27/EU).

Кроме того, можно подумать над межнациональными программами в СНГ. Более того, мы можем найти общие интересы при формировании наднациональных систем со странами со схожей структурой энергетики, где активно используются АЭС и ГЭС. В настоящее время 32 страны эксплуатируют АЭС, в том числе Аргентина, Бразилия, Индия, Пакистан, Иран, Китай, Южная Корея, Мексика, ЮАР. То есть речь идет о странах с населением более 2,5 млрд человек. Среди стран, осуществляющих основной вклад в использование гидроэнергетики, есть и страны ЕС: Норвегия (32,5 ГВт), Франция (25,6 ГВт), Италия (22,2 ГВт), Испания (20 ГВт) и Швеция (16,5 ГВт). В мире же крупнейшие ГЭС находятся во всех частях света. Можно вспомнить Китай, Бразилию, Индию, Иран, Венесуэлу и Канаду.

— В ЕАЭС только у Казахстана есть торговля квотами. Как вы относитесь к тому, чтобы синхронизироваться с республикой?

— Думаю, что тему синхронизации мы обязательно будем обсуждать. В этом вопросе нужно больше интеграции. У каждой страны свои интересы и особенности. Согласно имеющимся данным, около 90% производимой электроэнергии в Казахстане производится тепловой генерацией, 78% из которой составляет угольная генерация. Только 10–11% производимой электроэнергии приходится на возобновляемые источники. Таким образом, по самой предварительной оценке, углеродоемкость казахстанской электроэнергии превышает 700 кг на 1 МВт•ч (в России — 314 кг). В Казахстане должна быть проведена очень серьезная и длительная работа, направленная на реализацию климатических проектов для достижения цели по глубокой декарбонизации экономики.

Для России с большими запасами газа и угля и долей тепловой генерации 60% в структуре выработки перспективными представляются системы улавливания и хранения СО2.

— Вам не кажется, что пора вводить фактор углеродоемкости при отборах проектов модернизации старых ТЭС?

— Прежде чем ответить на этот вопрос, нужно немного вернуться назад и отметить, что практически все отобранные в рамках программы проекты улучшают свою эффективность и вместе с ней снижают углеродоемкость. То есть снижение удельного расхода топлива на производство электроэнергии — это тоже снижение углеродоемкости. На типовом паросиловом оборудовании типа К-300 увеличение эффективности составляет около 3%, а на оборудовании типа Т-100 может достигать уже 7%.

При этом самая большая экономия топлива и, соответственно, снижение углеродоемкости произошли на недавнем отборе проектов на инновационных ПГУ. По нашему проекту строительства ПГУ на Каширской ГРЭС удельный расход топлива снизится по сравнению с выводимой из эксплуатации (в рамках данного проекта) генерации Южноуральской ГРЭС на 43% (с 440 до 249 г условного топлива).

Другой пример — строительство парогазовой установки на 858 МВт на Заинской ГРЭС «Татэнерго» рядом с действующей ГЭС с частичным использованием ее инфраструктуры. Заявленный КПД — 65%. Модернизация Заинской ГРЭС позволит снизить выбросы парниковых газов и загрязняющих веществ в атмосферный воздух на 1,5 млн тонн в год. В результате экологическая ситуация в Татарстане и соседних регионах улучшится за счет замещения более чем 30% неэкономичной конденсационной выработки.

Что же касается усиления фактора углеродоемкости в рамках программы модернизации, то считаю, что он возможен и вполне может быть реализован в последующих отборах. Однако это приведет к соответствующему росту стоимости таких проектов.

— В 2025 году энергокольцо БРЭЛЛ может разорваться. Не планируются ли вставки постоянного тока с Прибалтикой по примеру Финляндии для продолжения поставок из РФ?

— Вопрос по строительству вставок постоянного тока требует всесторонней оценки и в настоящее время прорабатывается. Целесообразно вернуться к данному вопросу позднее, так как мы пока не понимаем позицию балтийских коллег после десинхронизации после 2025 года, а именно: как они видят дальнейшее сотрудничество с партнерами по энергетическому кольцу БРЭЛЛ.

С учетом значительной стоимости вставок постоянного тока необходимо также посмотреть на фактические значения налогов ТУР, которые будут установлены ЕС и существенным образом повлияют на объем экспортных поставок. После получения ответов на оба вопроса можно будет оценить экономическую целесообразность строительства вставок постоянного тока для синхронизации энергосистем.

Я считаю, что вставки постоянного тока нужны. Технически наша энергосистема и энергосистема ЕС к 2025 году будут готовы работать отдельно. Но, наверное, правильнее все-таки сохранить торговые связи. Теперь нужно посчитать экономику, окупаемость, прибыльность вставок и обсудить с коллегами из ЕС.

— Почему «Интер РАО» берет на себя такие неамбициозные цели по сокращению выбросов — 7% к 2030 году?

— Это базовый консервативный сценарий. Я обращаю внимание, что речь идет о снижении выбросов от уровня 2019 года. «Интер РАО» достаточно долго занималось процессом повышения эффективности и выводом неэффективных объектов, а неэффективные объекты — это и есть объекты с высокими выбросами СО2. Если сравнивать с 2014 годом, когда мы начали выводить старую угольную генерацию, то к 2030 году снижение выбросов окажется более глубоким — на 20–30%. Кроме того, показатель по снижению выбросов, конечно, может быть увеличен, потому что базовый сценарий не учитывает, например, сделки по приобретению активов. Если мы будем участвовать в разных конкурсах или приобретать активы, это, конечно, сильно улучшит нашу картину.

Интервью взяла Полина Смертина