В этом году в российской энергетике резко обострилась дискуссия о том, насколько нужны инвестиции в традиционную генерацию и стоит ли по-прежнему перекладывать их возврат на потребителей. Об угрозе дефицита энергомощности в Сибири, эффективности вложений в теплоснабжение городов и возможных новых сделках “Ъ” рассказал глава Сибирской генерирующей компании (СГК) Михаил Кузнецов.
— Отрасль все громче спорит, будет ли энергодефицит в Сибири, нужно ли строить новые станции. Вы как думаете? И что наиболее эффективно будет стимулировать развитие генерации — новые ДПМ (договоры на поставку мощности с гарантией возврата инвестиций) или повышение цены «старой» мощности (цена конкурентного отбора — КОМ)?
— Наилучший вариант — в том, чтобы цена КОМ дала возможность компаниям самостоятельно планировать новое строительство. Это было бы идеально, но, к сожалению, не очень реально. Что касается новых ДПМ, относиться к ним нужно осторожно, поскольку бездумное планирование инвестиций ради инвестиций может привести только к тому, что потребитель заплатит больше, энергетики получат меньше, а разница пойдет банкам, которые также привлекают кредиты не бесплатно. Мне трудно говорить о первой ценовой зоне энергорынка (европейская часть России и Урал.— “Ъ”), но там, видимо, избыток мощности будет сохраняться еще долго. А вот во второй зоне (Сибирь.— “Ъ”) не все так однозначно.
— То есть энергодефицит в Сибири реален?
— Случаются дни, когда реальный резерв мощности меньше 1 ГВт, а то и вовсе несколько сотен мегаватт. Можно ли это считать резервом? Во-вторых, нет оснований сомневаться в прогнозах потребления — строительство алюминиевых заводов идет полным ходом и будет завершено, глупо их не достраивать, раз уж начали. Запланированный рост по экономике в целом тоже не выглядит несбыточной мечтой. И к 2022 году, а может, и пораньше, к 2020 году мы в Сибири вполне можем получить ощутимый дефицит энергомощности.
Конечно, всегда есть соблазн убаюкать себя иллюзиями — поверить, что есть очень много факторов, которые дефицит не допустят. И в очередной раз уповать на русский авось! Да, этих авось достаточно много: авось не будет маловодного года, авось Казахстан поведет себя корректно, авось никто из крупных генераторов не выйдет из строя в самый неподходящий момент, может, как-то проскочим.
Но я уверен, что этой зимой будет очень много холодных дней, а маловодность рек уже очевидна. И что мы увидим: визуально генерации немало, но это самообман. Секрет в том, что смотреть нужно на тех, кто реально может работать. И тогда вы увидите, что загружена почти вся свободная мощность, а есть дни, когда всего лишь 500–600 МВт остаются незагруженными. Вот это и есть действительный доступный резерв.
— Вы имеете в виду нормальную, не экстремальную ситуацию?
— Мы это наблюдаем регулярно. Например, изучите ситуацию 23–27 января 2016 года, и все станет достаточно очевидно. Если вы посмотрите на баланс установленной мощности и потребления, то увидите как будто большой резерв.
Безусловно, я сейчас вступил в сферу, о которой более профессионально могут рассуждать коллеги из «Системного оператора» (СО), ведающие балансом,— они знают больше. Но и мы со своей стороны тоже можем на что-то обратить внимание. Например, алгоритмы, используемые СО, дают результат, с которым сложно согласиться. Первое: гидрогенерация у нас учитывается по тому, как она проработает восемь часов. Даже не в маловодный год, если посмотреть на декабрь-январь (а это самые сложные месяцы для ГЭС), вы увидите, что она вырабатывает гигаватта на четыре меньше, чем расчетная величина КОМ. А если год к тому же маловодный, то эта цифра может быть еще меньше.
— Но есть еще и возможность закрыть сибирский дефицит поставками с Урала…
— Да, у нас физически возможен переток до 2 ГВт из европейской части России, и, случись дефицит мощности, Европа должна помочь. Но по нашей территории идет только 300 МВт, а все остальное — по Казахстану. Казахстан, никого не хочу обижать, не отличается большой пунктуальностью при планировании спроса-предложения, и неизвестно, как себя поведет. Случится, например, минус 30°С — и если у них все будет хорошо, быть может, и мы проскочим. А если у них не все хорошо, то они загрузят свои линии в первую очередь, своя-то рубашка ближе к телу. И тогда Европа не сможет выдать ожидаемые 2 ГВт.
Третье. У нас есть генерация, которая подает высокие ценовые заявки. Например, на нашей Новокузнецкой ГТЭС — 300 МВт. Но станция предназначена для парирования неожиданных провалов или скачков потребления, поэтому за такую техническую исключительность приходится платить. В буквальном смысле платить себестоимостью производства: она очень высока. Если ГТЭС будет вынуждена проходить стандартный путь отбора ВСВГО (технический этап отбора генерации, предшествующий КОМ.— “Ъ”), а это неизбежно случится в дни дефицита мощности, то мы получим цену в Сибири в 2 тыс. руб. (за МВт•ч, цена оптового рынка.— “Ъ”), я боюсь, это мало кому понравится. У нас-то вопросов не будет, но мы честно предупреждаем о последствиях дефицита.
И, наконец, не стоит сбрасывать со счетов еще один фактор — сетевую конфигурацию. Нужно понимать, что если потребность, как в Сибири в холодные дни, составляет 30 ГВт, то это значит, что должно быть обязательно включено 32–33 ГВт или даже 35 ГВт. Сама сеть — это живое существо, и резервирование тютелька в тютельку нельзя подгонять, нужно иметь возможность реагировать на вероятные отклонения. Все это я говорю, чтобы показать, что простая арифметика иногда вводит в заблуждение: кажется, что у вас 28% резерва, а на самом деле всего 6–8%. А если заработает алюминиевый завод и потребление вырастет на 1 ГВт, то 6–8% как корова языком слижет.
— То есть вы полагаете, что новая генерация все-таки нужна?
— Мы видим, что принятый сегодня порядок вычисления потребности в генерации не вполне корректен, и я считаю, что строительство в Сибири еще какого-то количества мощностей станет страховкой от возможных проблем. И речь не идет о десятках гигаватт и даже не о нескольких гигаваттах. Наши расчеты говорят, что 1 ГВт было бы более чем достаточно. Кроме того, в своих городах присутствия мы видим потребность увеличения тепловой генерации, эти два процесса могли бы пойти параллельно. Построив новые ТЭЦ или расширив существующие, мы смогли бы решить две задачи — обеспечение дешевого тепла и резервирование мощности.
— Строительство должно финансироваться за счет повышенных платежей за мощность, не выходящих за пределы текущих ДПМ? По какой схеме?
— По той же самой. Есть платеж за мощность. В Сибири он еще года три будет расти чуть выше инфляции, за счет так называемого четырехлетнего «горбика» (пик платежей за новые станции.— “Ъ”), а потом, начиная с 2021 года, пойдет на спад. Если сделать новый ДПМ, платеж за мощность для потребителя будет расти в любом случае ниже инфляции. Такое строительство нужно наметить к 2022–2023 году. За пять лет можно качественно, не спеша, построить запланированные блоки и станции.
— Какой вариант вы больше поддерживаете: ДПМ на новые блоки или увеличение цены КОМ?
— Увеличение цены КОМ, боюсь, умозрительный вариант. Я не верю в него, хотя, повторюсь, по моим внутренним ощущениям, этот вариант оптимальный. Это та позиция, которую мы бы как генераторы отстаивали, но мы не единственная сторона, ведь есть основной партнер — государство.
— А параллельно не стоит увеличить возможность перетоков из европейской части РФ?
— Сетевое строительство — дело затратное, тем более на таких расстояниях. Зачем строить сетевые мощности для перетока из европейской части России в Восточную, если они востребованы один месяц в году? Кроме того, нужно понимать, что если мощность придет из Европы, то она принесет и европейскую цену.
— Нужна ли, по вашему мнению, господдержка модернизации станций?
— Я говорил о строительстве новых мощностей. Поскольку, если модернизировать старые, их все равно не хватит, это не решает сибирскую проблему. Вместе с тем в Европе мощностей совершенно точно больше, чем надо, даже с учетом всех планируемых закрытий, и здесь регулятору, возможно, имеет смысл обдумать какую-то ДПМ-программу по модернизации. Многие мощности устаревают морально и физически, и было бы дешевле сейчас их обновить, поскольку обновлять, во всяком случае если речь идет об угольной генерации, это совершенно иные, меньшие деньги.
— Есть ли в Сибири дефицит по теплу?
— По большому счету тепла хватает, но здесь тоже есть нюансы. Когенерация всегда эффективнее, чем раздельная выработка тепла и электроэнергии, поэтому намного выгоднее производить тепло на ТЭЦ. А мы видим, что у нас в ряде случаев водогрейная часть, которая предназначена в общем-то для пиков потребления, потихоньку забирается в базу, а пики мы закрываем уже неприлично дорогими электрокотельными. Строительство ТЭЦ позволило бы вырабатывать больше тепла в когенерационном цикле, что более правильно с точки зрения экономики страны.
Сегодня модель рынка тепла не вполне адекватно отражает реальную эффективность ТЭЦ, и, например, если посчитать формально, то будет казаться, что они уступают конденсационным станциям по эффективности. Но это формально. Потому что в любого энергетика с первого курса вбивают, что ТЭЦ — куда более интересный по эффективности объект, чем любая ГРЭС, что на самом деле очень правильно.
Увы, но регуляторика сегодня искусственно загоняет эти станции в гетто полуубыточности.
— А метод «альтернативной котельной», когда тариф ТЭЦ рассчитывается от потолка, равного стоимости тепла с новой котельной?
— Она немного про другое, про систему теплоснабжения в целом, а не про отдельные электростанции.
— В какой-то степени альткотельная позволяет повысить рентабельность ТЭЦ.
— Если бы КОМ был нормальным, то строительство новых станций было бы выгодно. Но поскольку КОМ у нас регуляторный, то поступления от него не покрывают затрат — с учетом того, что у нас в стране высокая стоимость капитала. Альткотельная же немножко о другом: допустим, в городе сложилась некая система теплоснабжения — с текущими трубами, полузагруженными котельными, неэффективными источниками тепла, и мы видим, что, если сократить избытки, она станет эффективнее. Для этого, скажем, нужно вложить 8 млрд руб., и мы после этого начнем зарабатывать 800 млн руб. в год. В течение девяти-десяти лет мы вернем вложенные деньги с учетом процентов по кредиту.
Но регулирование таково, что, как только я эти 8 млрд руб. вложу и заработаю 800 млн руб., эти 800 млн руб. у меня изымут, и я не смогу вернуть вложенное. Так устроена регуляторика тарифов по методу «затраты плюс».
— Местные власти готовы к приходу СГК как инвестора на таких условиях?
— Сегодня система теплоснабжения для многих губернаторов и глав городов — это большая головная боль, и присутствие прибыльного участника, который переживает за свое хозяйство и держится за него, для власти объективно очень выгодно. Чем дальше от Москвы, от областных центров, тем больше проблемных городов. И если в Москве или Петербурге за право поставлять услуги теплоснабжения могут бороться несколько конкурентов, то в городах помельче такой роскоши вы уже не увидите.
Понимаете, СГК может прийти туда, где еще не потеряна надежда. Мы приходим туда, где нет государственных денег, где мы все делаем за частные средства. И если ситуация зашла далеко, как в том же Рубцовске, мы просим повышения тарифа, но в разумных пределах. Но если подождать еще чуть-чуть, когда все развалится и не за что будет зацепиться, то одного тарифа уже не хватит: нужны будут государственные деньги, и смысл привлекать нашу компанию исчезнет.
— То есть вас интересуют некрупные города, если система теплоснабжения там еще не до конца развалилась?
— Нас интересует все. В первую очередь нас интересуют власти, которые хотят решить проблему на десятилетия вперед. Во всех проектах, где мы участвуем, годик-другой еще можно потерпеть. По такому принципу и жили: потерпим, а дальше посмотрим, кто-нибудь другой будет решать. И пришли к тому, что терпеть уже тяжело. Чем раньше начать модернизацию, тем дешевле это будет для всех.
— А инициаторами процесса являетесь вы или власти?
— Это может быть только совместное желание. Мы смотрим варианты в первую очередь недалеко от своих городов присутствия и в них самих. Но это не значит, что мы замыкаемся на этих вариантах. Если будет желание сделать что-то более интересное в другом субъекте федерации — почему нет. Это — даже не угольная и не электрическая, скорее теплосетевая задача, эта компетенция у нас в компании представлена. Поэтому мы в состоянии работать в любом городе.
— Сейчас у вас в планах Черногорск, а есть еще какие-нибудь города?
— Мы хотели бы, чтобы альткотельная заработала во всех городах нашего присутствия. Мы понимаем, куда в каждом городе можно было бы вложить миллиарды. В Барнауле есть куда вложить миллиардов девять: заместить котельные-однодневки, на содержание которых нужно выделять горы муниципальных и областных денег, при этом в городе иногда трудно дышать. Нужны серьезные вложения, но дайте нам альткотельную с небольшим ростом тарифа — 1,5–2% к инфляции — на десять лет и будем нормально работать.
— Какой вам видится динамика цен на электроэнергию в Сибири — они будут снижаться или расти?
— Точного прогноза я вам не скажу: это определенное ноу-хау. Это наше видение, оно может быть правильным или неправильным, но у кого оно более верно, тот и заработает больше денег.
Глобально роль играют два фактора. Первый: Сибирь с Европой сейчас объединена в единую расчетную модель РСВ (рынок на сутки вперед, основной сектор оптового рынка электроэнергии.— “Ъ”). Это приводит к тому, что, поскольку у нас генерация дешевая, свой электроток мы выдаем в Европу, но и цена формируется в Европе (европейская часть РФ). В Европе же она в первую очередь определяется ценой на газ. До последнего времени мы прогнозировали рост цен на газ около 2%, а впоследствии — где-то на уровне инфляции. Сейчас Минэкономики дает более агрессивный рост цены, поэтому в этой части цена РСВ будет подрастать более динамично. Увы, но есть и второй фактор, который будет, наоборот, снижать цену,— ввод новой ДПМ-генерации — в первую очередь, АЭС, атомщики должны ввести больше 4 ГВт. И этот фактор будет работать встречно. Поэтому эти два фактора, складываясь, дают гораздо меньший рост цены на РСВ. А цена КОМ, думаю, будет расти где-то по инфляции.
— Как строятся ваши отношения с поставщиками угля из СУЭК с учетом того, что вы входите в один холдинг?
— У нас заключены долгосрочные контракты с предсказуемой и понятной ценой. Это позволяет строить долгосрочные планы, что важно для развития компании.
— Как вы оцениваете потенциал дальнейшего развития реформы электроэнергетики?
— Мы уходили от тарифного регулирования: когда ты эффективен — тебе поменьше денег, когда менее эффективен — побольше. Это убивает все желание быть эффективным. Ладно, решили, что это путь в никуда, сделали рынок. Вроде что-то начало получаться. Но на старте предполагалось, что сейчас цена на мощность будет в два раза выше. Цену на мощность жестко контролируют — устанавливают ценовые коридоры. РД (регулируемые договоры, продажа электроэнергии населению и приравненным к ним потребителям.— “Ъ”) не убрали, этот аппендикс живет и процветает, там уже свила гнездо масса псевдобизнесов. А сейчас еще и Бурятию нам подкинули (регион с текущего года ушел с энергорынка на РД.— “Ъ”). Давайте в РД Красноярский край, давайте Кемерово, все остальное — и мы получим тарифное регулирование в полном объеме. Этот откат очень опасен: мы можем получить как раз то, от чего мы сейчас пытаемся уйти в тепле, когда развиваются не эффективные источники, а те, кто умеет найти правильный подход к душам тех, кто устанавливает цены и распределяет госинвестиции. Мы этого хотим? Я думаю, что есть группа людей, которая этого хочет, но их не так много. Но чем больше будет таких странных механизмов в регулировании, тем больше будет людей, которые хотели бы это увлекательное госрегулирование сохранить и приумножить.
SIA.RU: Главное
