barilline.ruРынок: ревизия ошибок - «Новости - Энергетики»
Россия – страна с большим объемом потребления электроэнергии и тепла. Мы пятый в мире рынок по установленной мощности по состоянию на 2012 год, страна, в которой с 2006 года идет национальный проект модернизации, напрямую связанный с реформой электроэнергетики. Сегодняшний результат реформы и проекта модернизации можно назвать ощутимым, приведя в качестве аргумента хотя бы только объем привлеченных в отрасль инвестиций, который составляет порядка 40 млрд. долларов США. Наверное, ни одна другая отрасль российской экономики не может похвастаться такой компетенцией. У нас присутствуют три крупные иностранные компании-инвесторы – Enel, E.On и «Фортум». Кроме этого можно назвать «ОНЭКСИМ» Прохорова и две крупные государственные компании – «Интер РАО» и Газпром. Таких качественных инвесторов, как в российской электроэнергетике, наверное, нет ни в одной другой отрасли.
Несмотря на все трудности и неприятности, которые были, тем не менее сегодня мы можем говорить о либерализации большей части российского рынка электроэнергетики. При этом мы понимаем, что у нас остались регулируемые договора в республиках Северного Кавказа, остались регулируемые договора по населению, что составляет примерно 20% суммарного объема рынка, но мы можем сказать практически о полной реализации рынка для промышленных потребителей. Все сказанное выше – хорошие аргументы в споре с теми, кто говорит о провале реформы отрасли. Приведенные мною примеры красноречиво говорят, что реформа достигла некой точки, ради которой она задумывалась. Сомневающиеся в моих словах могут читать первоисточники – проект реформы.
В России, как я считаю, создан эффективный механизм привлечения инвестиций. 40 млрд. долларов инвестиций в отрасль нарисовались под обязательства генерирующих компаний строить новые мощности, которые необходимы российской электроэнергетике, и под обязательства рынка оплачивать те инвестиции, которые осуществлены.
При этом мы говорим о том, что проблема не решена. Несомненно, договора на предоставление мощности (ДПМ) дают достаточно хорошую подпитку российской энергетике, но проекты ДПМ у нас заканчиваются в 2016 году и полностью закончатся к 2017 году, в крайнем случае, если кто-то не успеет, в 2018 году. Это факт, подтвержденный всеми, что после реализации ДПМ возрастной состав оборудования не изменится. То есть мы строим, а объем мощностей, который у нас стареет, увеличивается.
Если говорить о тепловых электростанциях, у нас 22% мощностей эксплуатируются более 50 лет. В принципе, эти мощности эксплуатироваться уже не должны ни по своему состоянию, ни по моральному износу, ни по физическому, они не отвечают современным требованиям. Порядка 52% мощностей тепловых электростанций в России находится в горизонте эксплуатации от 30 до 50 лет, что также говорит о том, что мы находимся в не очень хороших пороговых значениях.
Проблема износа генерирующих мощностей свойственна не только электроэнергетике, но и для производства тепла, как в комбинированном цикле, так и для котельных. Более 90 ГВт тепловой генерации в нашей стране были введены до 1980 года и только 50 ГВт из них подлежит замене в ближайшие 5–10 лет. Не лучшая ситуация у нас в электросетевом хозяйстве и с тепловыми сетями.
Кроме названного, важно отметить, что 43 ГВт мощностей было введено с 1971 по 1980 год. Эти мощности достигают своего предельного возраста эксплуатации и по техническим характеристикам тоже будут выведены из эксплуатации. Возместить или компенсировать 43 ГВт в стране быстрыми темпами у нас не получится. Или мы начнем эти проекты сейчас и плавно будем переносить их стоимость на потребителей, или мы потом будем ударными темпами строить огромное количество мощностей и слышать возмущение потребителей, почему тарифы на электроэнергию растут такими высокими темпами.
Потребность не столько в строительстве новых мощностей, сколько в обновлении существующих, остается крайне высокой. На сегодняшний день тоже для всех очевидно, что существующая модель не дает акционерам, существующим в компании, или новым акционерам, которые хотят участвовать в российской электроэнергетике, инвестировать деньги в строительство новых генераций. Уже на протяжении последних двух лет мы ожидаем от Минэнерго как основного регулятора принятия какого-то решения, которое бы гарантировало нам возврат вкладываемых средств. При этом много спорим о том, является ли ДПМ рыночным инструментом. Я считаю, что ДПМ – это единственный рыночный механизм, который функционирует в российской электроэнергетике. Все остальное подвержено огромному количеству регулятивного воздействия и только ДПМ на сегодняшний день позволяет спокойно вкладывать туда деньги. На ДПМ существует большой спрос.
Собственно говоря, пока ничего другого никто не предложил и не придумал. Говорят о гарантировании инвестиций, но это, условно говоря, ДПМ, только вид сбоку. Можно назвать его МГИ, можно назвать ДПМ', но суть не изменится. Есть гарантии инвестора, и есть гарантии рынка оплатить ту мощность, которую произведет станция, с наличием инвестиционной надбавки.
На протяжении последних трех лет мы все так или иначе с той или иной степенью участия проводили достаточно большую работу, анализируя происходящее и пытаясь ответить на вопрос, что же все-таки в нашей стране надо модернизировать. За эти годы всеми нами разработано много, если не слишком много сценариев модернизации. Работу эту вели Минэнерго и Системный оператор вместе с соответствующими проектными организациями, главной из которых был Институт им. Кржижановского. Первоначальную модель, которую нам представили, мы очень сильно критиковали, она нам очень не нравилась, потому что она была оторвана от реальности и не учитывала истинного состояния дел в отрасли.
После того как мы донесли нашу обеспокоенность до руководителей отрасли, эта работа была отправлена на доработку, предусматривающую участие генерирующих компаний. Доработка производилась на базе Совета рынка и Совета производителей энергии. Курировал ее генеральный директор Совета производителей энергии Игорь Миронов. В результате этой доработки удалось получить некий сбалансированный документ, с которым согласилось порядка 70–80% генераторов.
Есть два варианта этой работы. Есть так называемый «инновационный сценарий», в котором модернизации подлежит огромное количество мощностей, чтобы вывести нашу генерацию, примерно, на уровень китайской, где всего 0,7% мощностей имеет износ более 40 лет. Но все-таки мы считаем, что этот вариант России не подходит. К такому выводу нас подталкивает сделанный нами анализ чувствительности экономической модели программы модернизации. В «инновационном сценарии» наибольшая чувствительность экономической модели появляется даже не на этапе акцептования проекта, а в объеме мощностей, которые подвергаются модернизации. Другими словами анализ показал, что чем больше мы будем наращивать объем мощностей, подлежащих модернизации, тем больший рост тарифов нам понадобится и, скорее всего, он будет оправданным. Поэтому позиция «Газпромэнергохолдинга», к которой присоединяется еще ряд крупных генераторов, состоит в том, что до 2020 года модернизации должно быть подвержено помимо ДПМ еще 20 ГВт мощностей.
При этом мы прекрасно понимаем, что существующая модель рынка с ее price cap’ами, с ее различными регулятивными нашлепками, которые были введены за последние годы, не позволяет даже задумываться о проектах модернизации в принципе. Как пример я могу привести ТГК-1, компанию, контролирующим акционером в которой является Газпром. Мы закончили в прошлом году все крупные инвестиционные программы, и в этом году наша инвестпрограмма упала с 14–16 млрд. рублей до 6 млрд. Просто мы не видим смысла дальше инвестировать без каких-то механизмов, которые гарантируют нам возврат инвестиций. Мы понимаем, что все эти проекты будут убыточными.
Очень важный момент, который мы обсуждаем на всех совещаниях, на котором мы акцентируем внимание, – это даже не прибыли компании, не их финансовые результаты, хотя у большей части, особенно территориальных генерирующих компаний, финрезы стремятся к нулю, а зачастую имеют и отрицательные показатели. Мы всегда говорим о том, что значительная часть компаний достигла предела по заимствованию денежных средств, то есть отношение долга к EBITDA в большинстве компаний ушло за четыре, при этом есть компании, у которых отношение долга к EBITDA равны 15 и 22. Каким образом заставить акционеров этих компаний вкладывать дополнительные деньги без гарантии возврата инвестиций, нам непонятно.
На конкурс должны приходить ответственные инвесторы, это единственное ограничение по конкурсу, которое, как мы считаем, должно быть. Если вы посмотрите на результаты приватизации или на проекты строительства в любой европейской или азиатской стране, там достаточно жесткие требования предъявляются к тем, кто принимает на себя обязательства по строительству новых мощностей. Мы считаем, что у нас тоже не должно появляться неких безответственных инвесторов, которые будут приходить, снижать до предела цену, а потом мы не получим ту мощность, на которую рассчитывали отрасль и экономика региона или всей страны. Я говорю о том, что должны предъявляться требования технического характера, как-то: наличие эксплуатации в долгосрочной перспективе или наличие в собственности мощностей. Нам нужны инвесторы, которые отвечают своими финансовыми обязательствами перед отраслью. Если не построили, то их нужно штрафовать.
Каким образом и на какие деньги нам проводить модернизацию, если мы сами, по сути, не допускаем новых инвесторов на рынок? При этом мы считаем, что глубокой модернизации должны быть подвержены 18 ГВт мощностей. Сейчас привлечены ресурсы только для 1,6 ГВт. Названные мною 18 ГВт мощностей – это проекты, которые по CAPEX сопоставимы с новым строительством.
Сегодняшний объем финансирования, который сейчас предлагает рынок, исходя из существующего эталонного CAPEX, мы не считаем справедливым. Мы считаем, что все-таки все компании, иностранные и российские, накопили достаточно большой бенчмаркинг по строительству мощностей и сегодня нужно проанализировать его и понять, какой CAPEX по угольной и газовой генерации является эталонным.
Большой дискуссионной темой является, на наш взгляд, абсолютно пустой вопрос о том, что государство определяет места, где должны размещаться генерирующие мощности, и что это приведет к новым ошибкам. Мы считали и считаем, что разговор о том, что государство должно принимать участие в развитии энергетики, – это по меньшей мере спорный аргумент, а по большому счету абсурдный. Но во всем мире в самых, казалось бы, рыночных странах в той или иной мере государство присутствует в электроэнергетике, и везде государство решает главную роль в процессе определения площадок, на которых будут строиться объекты. Мы понимаем, что ошибки при этом случаются, но они не неизбежны.
Мы считали и считаем, что государство должно определять основные площадки размещения энергетических объектов. Я часто слышу вопросы: «А давайте устроим конкуренцию между подстанцией и станцией». Ну давайте устроим. Вывод очевиден, что дешевле построить – конечно, подстанцию, и сети построить дешевле и быстрее.
Япония, которая на раз-два отказалась от атомных станций и попыталась обеспечивать все за счет перетоков, через год сказала, что что-то у них там не получилось. Вопрос закрыт, и до тех пор, пока не построим новые излучающие мощности, мы будем эксплуатировать атомные электростанции, какие бы риски они в себе ни несли. Собственно говоря, с технической точки зрения конкуренция между генерирующим объектом и подстанцией является полным маразмом. Государство должно определить, где должны размещаться объекты. Это не говорит о том, что если инвестор хочет куда-то прийти и что-то построить, ему нужно запрещать это строить. Мы имеем сегодня примеры в Москве и Тюмени, где построены абсолютно никому не нужные станции. Построены они во многом от непонимания иностранными инвесторами в том числе того, как работает российский рынок. Благодаря этому часть из них уже закрывается. Станции, отработавшие меньше года, закрываются. Поэтому, конечно, государство должно влиять на эти процессы.
Мы, мягко говоря, не считаем существующую модель рынка идеальной, и мы сторонники той точки зрения, что государство имеет в этой модели избыточное значение. Мы считаем, что принятие новой модели откинет нас лет на пять-шесть назад. Вспомните, как запускалась нынешняя модель рынка, когда четыре года или пять лет писалась концепция, потом два года шли имитационные торги, потом «рынок 5-15» и четыре года рассрочки до 100% его либерализации. Сегодняшний рынок далек от совершенства, но принятие абсолютно новой, не апробированной его модели, модели, на которой очень сложно прогнозировать, каким образом будут изменяться тарифы, мы считаем небесспорным решением. Мы понимаем, как работает действующий рынок, мы понимаем его существующие недостатки и считаем, что лучше избавиться от них, чем сделать некую новую модель, которая тоже будет изобиловать недостатками и, скорее, приведет к ухудшению, а не улучшению ситуации.
Необходимо сохранить конкурентный отбор мощности (КОМ) как инструмент централизованного планирования. Считаем, что в перспективе 2015–2016 годов необходимо проводить долгосрочный КОМ на четыре года вперед. Сейчас его бессмысленно проводить, учитывая избыточное количество нормативных актов, которые искажают существующую ситуацию.
Необходимо существенно сократить количество зон свободных перетоков и полностью отменить минимальные технические требования для участников КОМа. Зачастую бывают ситуации, когда станция не получает плату за мощность, так как по состоянию основного состава не может участвовать в КОМе, но тем не менее ее заставляют работать. У нас есть прекрасный пример: станция работает в КОМе выше 90%, но при этом не получает плату за мощность. Мы считаем, что если станция не отобрана, но нужна в КОМе, значит, она должна получать плату за то, что она работает. Потому что плата за мощность – постоянная величина наших затрат, от которых мы не можем отказаться – это зарплаты сотрудников, налоги и так далее.
По ценообразованию мы считаем, что необходимо принимать гарантированный уровень цен по окупаемости для модернизированной генерации как механизма стимулирования. Мы считаем, что необходимо полностью отказаться от price cap либо все-таки сделать его более справедливым. Я всегда считал и считаю, что price cap – это очень ошибочное решение, в результате чего мы получили price cap’ы вынужденных генераторов. У нас есть вынужденные генераторы, которые в энергоизбыточных регионах получают миллион рублей за МВт. Это, честно говоря, маразм. Конечно же, price cap нужно либо пересматривать, либо полностью отменять.
Ответственность инфраструктуры тоже очень серьезный вопрос на сегодняшний день. Инфраструктура ни за что не отвечает. Если сети не подошли к станции, то это проблемы станции. Мы с этой ситуацией сталкивались в Сочи, мы с этой ситуацией, скорее всего, столкнемся в Москве. Нам не хорошо и не плохо, просто мы объекты строим, а потом они стоят и дожидаются, когда будет готова инфраструктура. У нас есть единственный прецедент, когда мы сумели отбиться от штрафов. Это было на Адлерской ГЭС, где не было инфраструктуры, которую делали «Олимпстрой» и администрация Краснодарского края. Нам, конечно, хорошо от того, что мы не платили штрафы, но нам плохо от того, что мы не получали выручку за мощность и электроэнергию, которую мы вырабатывали. Мы потеряли там порядка 2–3 месяцев, это достаточно приличные деньги для нас. И понятно, что предъявить их «Олимпстрою» или еще кому-то – это бессмысленно.
По неплатежам много было сказано, но пока делается мало. Реализация проектов по модернизации не означает одностороннего движения в сторону повышения тарифов. Сегодня можно видеть, что цены на электроэнергию в первой ценовой зоне с 2011 года никуда не ушли несмотря на то, что топливо подросло за это время фактически на 30%. Сдерживание и снижение тарифов осуществляется не только за счет регулятивного воздействия, но также и за счет вводов новых объектов генерации, которые, собственно говоря, позволяют сдерживать рост тарифов.
И я хочу сказать, что новые мощности, конечно же, не приведут к сильному росту стоимости электроэнергии для потребителя за счет того, что все-таки модернизированные объекты будут иметь более качественные экономические показатели.
И будьте в курсе первыми!
