XI международная Выставка и Конференция Russia Power 2013 I Обзор Энергориска

Подробности

Создано 07.03.2013 12:08

Опубликовано 07.03.2013 12:08

С 5 по 6 марта в Москве в Экспоцентре на Красной Пресне прошла одна из крупнейших ежегодных международных выставок и конференций по электроэнергетике - "Russia Power 2013", организованная компанией PennWell при поддержке Министерства энергетики России и Министерства промышленности и торговли России. Топ-менеджеры ведущих российских и международных энергокомпаний, производителей энергетических машин и оборудования, представители регуляторов, финансовых и консалтинговых компаний обсудили наиболее острые вопросы развития электроэнергетики: продвижение российской программы модернизации, изменение модели энергорынка и баланс потенциала отечественных и зарубежных энергетических технологий.

Энергориск размещает фрагменты выступлений Д.Федорова (генеральный директор ОАО "Газпромэнергохолдинг") и В. Шелкова (генеральный директор ОАО "Квадра"), посвященные проблемам изменения модели рынка и финансирования модернизации энергоактивов, а также предложениям генерирующих компаний по этим вопросам.

 Москва, 12 марта 2013 года. – Новейшие технологические решения, десятки подписанных соглашений и множество дискуссий по ключевым вопросам развития отрасли – таков итог двухдневной работы крупнейших энергетических форумов России - XI Выставки и Конференции RussiaPower и III Выставки и Конференции HydroVisionRussia. В мероприятиях, которые проходили в Москве, в Экспоцентре на Красной Пресне, с 5 по 6 марта 2013 года, приняли участие более 5 500 экспертов из 64 стран мира.

 «Российский энергетический рынок очевидно нуждается в модернизации, дополнительных инвестициях и развитии, при этом пока нет ясного понимания, в каких рамках будет развиваться энергетика страны, как рынок будет функционировать и какие условия будут применяться для инвесторов. Мы рады, что все эти важнейшие вопросы активно обсуждались на RussiaPower в этот непростой для отрасли период, - заявил Гленн Энсор, директор международных мероприятий корпорации «ПеннВелл». – Выставку и конференцию посетило большое количество участников, мы с радостью отмечаем, что многие наши экспоненты поддержали нас и уже забронировали места на следующий год. Теперь наша задача – продолжить развитие RussiaPower и HydroVisionRussia – форумов, которые не только являются местом встречи российских и иностранных компаний, но и площадкой для обсуждения острейших потребностей энергетической отрасли».

 В течение 2 дней на стратегических и технических сессиях конференции выступило более 150 экспертов из России, Европы, США и Азии. Направление конференции задали выступившие на открытом пленарном заседании Андрей Лавриненко, Вице-президент Alstom, глава подразделения «Глобальная сбытовая сеть» по региону Россия, Беларусь и Украина, и Евгений Беллендир, директор по научной деятельности ОАО «РусГидро». Андрей Лавриненко отметил важность международного обмена опытом, благодаря которому, по его мнению, достигается совершенство. Оба эксперта много внимания уделили вопросам локализации производства и совместным проектам российских и зарубежных компаний. Евгений Беллендир назвал локализацию производства в России одной из важнейших задач для развития российской гидроэнергетики, особенно актуальной в свете больших планов ОАО «РусГидро» по развитию Сибири и Дальнего Востока.

 Крупнейшие региональные проекты стали главной темой 1 дня работы форума. GEOil & Gas (NYSE: GE) объявила о продлении сервисного контракта стоимостью 333 миллиона долларов по проекту «Сахалин-2» на 16 лет. Кроме того, компания объявила о подписании протокола о взаимопонимании с Правительством Сахалинской области, в котором обозначены аспекты совместной деятельности по разработке проектов по электроснабжению для обеспечения будущих энергетических потребностей острова Сахалин.

 Также 5 марта в рамках RussiaPower 2013 состоялась церемония подписания соглашения о создании Консорциума «Феникс», который будет заниматься утилизацией и дальнейшей переработкой зол уноса, вырабатываемых угольными ТЭЦ. В состав Консорциума вошли: компания ЗАО «ПрофЦемент-Вектор», ОАО "Группа Е4" – EPC(M) contractor, ООО «СМ Про»,  ОАО «Гипроцемент», ЗАО «РЕНЕЙССАНС КОНСТРАКШН» и IBAUHAMBURGGMBH. Консорциум будет разрабатывать комплекс мер по проектированию и строительству  системы сухого золошлакоудаления, реализовывать золы-уноса, учитывая уникальные особенности каждой конкретной электростанции. 

 Посетители выставки высоко оценили представленные на стендах новейшие технологические решения и оборудование. «Для нас участие в Выставке и Конференции RussiaPower 2013 – это возможность встретиться с клиентами, пообщаться с нашими партнерами и конкурентами. В этом году я увидел много интересного. Если раньше мы в основном только говорили о технологиях, то на этот раз мы можем наблюдать их модели на стендах. Конференция RussiaPower в свою очередь позволяет услышать о технологиях, которые уже реализованы на данный момент, и которые планируются. Она дает более научный подтекст тому, что мы можем видеть на стендах и о чем мы можем говорить с коллегами», - комментирует мероприятие Александр Танишев, директор департамента сервисного обслуживания энергетического оборудования Siemens.

 Множество российских компаний продемонстрировали инновационные разработки, в частности ЗАО "Уральский турбинный завод" совместно с Холдингом "Ротек" презентовали  на Russia Power 2013 последние достижения, в частности проекты паровых турбин для парогазовых установок, а также рассказали о новых возможностях долгосрочного сервисного обслуживания оборудования и удаленного мониторинга.

 «Мы считаем, что на Выставке RussiaPower представлены самые последние технологии на сегодня, именно этим мероприятие и интересно. Участие в Выставке RussiaPower помогло продемонстрировать продукцию нашим российским и зарубежным потребителям, - говорит Сергей Косырев, директор по освоению новых рынков сбыта, ОАО «Металлургический завод «Электросталь». - В следующем году мы планируем представить более современные технологии, потому что та реконструкция, которую мы сегодня ведем, в будет уже закончена, и в 2014 году мы предложим более современные продукты, чем сегодня».

 Будущее энергетики -  студенты и молодые специалисты - приняли участие в Молодежной Программе «Инвестируя в будущее», которая прошла в рамках RussiaPower в 5 раз. Победителями соревнования, которое продолжалось почти год, стали 8 студентов технических вузов и молодых специалистов из разных городов России. Их проекты были признаны лучшими не только членами жюри, но и широкой энергетической общественностью, представители которой участвовали в онлайн голосовании или выбирали проект непосредственно в зоне Молодежной программы на выставке. Победители получили возможность поехать на инновационный молодежный форум Госкорпорации «Росатом», одного из партнеров Молодежной программы 2013 года.

 В 2014 году RussiaPower и HydroVisionRussia будут проходить с 4 по 6 марта в Москве, в Экспоцентре на Красной Пресне. 

 В. Шелков: Я хотел сказать о состоянии теплоэнергетики применительно к территориальным генерирующим компаниям на пороге 2012-2013 года, то есть презентация готовилась в конце 2012 года, поэтому часть информации двух-трехмесячной давности. В двух словах я хотел бы коснуться экономики территориальных генерирующих компаний. Как себя чувствуют ТГК на российском рынке? Как Вы знаете, выручка ТГК формируется из трех источников: это рынок мощности, плата за мощность, которая определяется через прохождение через конкурентный отбор мощности, это плата за мощность конечного ДПМа. Второй рынок – это рынок электроэнергии, это РСВ и БР. Соответственно, это производство и передача тепловой энергии.

Распределение между рынками -  примерно чуть меньше половины выручки – это тепло. Примерно 35 % - это вообще капитализация электрической энергии, и остальное – это плата за мощность.

Здесь я не хотел сначала приводить эти цифры, но чтобы не было ощущения, что какой-то ужас происходит на рынке, но на всякий случай решил все-таки оставить. Что произошло в 2012 году? Здесь мы очень много говорили о регуляторном воздействии государства. Почему по концу года такое серьезное отклонение? Как Вы видите, цифра достаточно серьезная и действительно бьет по мозгам. В 2011 году, в июне, перед прохождением конкурентного отбора мощности на 2012 год, правительством были приняты изменения в технических требованиях машин, турбин, которые допускаются к КОМ. Непонятно, по какому принципу, но тем не менее, даже если турбины были работоспособные, они не пускались к КОМ по дате выпуска. Например, 1952 года выпуска машина, значит, она к КОМ не допускается. Несмотря на то, что парковый ресурс, предположим, не выработанный или он продлен, заканчивается в конце 20-х годов, то есть ей еще работать лет 15, тем не менее, они не были допущены к конкурентному отбору мощности и по парам это ударило так, что примерно 10% установленной мощности к КОМ допущено не было. Это достаточно серьезный объем, как Вы понимаете. Это первый фактор, который повлиял на это.

Второй фактор – перекрестка. То есть у нас есть станции, в которых доля перекрестки составляет 85 % - это перекрестка между теплом и электричеством. То есть рынок компенсируют более низкие тарифы на тепло за счет тарифа на мощность. Это тоже достаточно серьезный был удар по экономике компании. И здесь еще показано влияние части наших решений по теплу, точнее наших регуляторов. Как Вы видите, явление достаточно серьезное.

Если произошло что-то негативное, нужно сделать работу над ошибками. Почему все это случилось? Как Вы понимаете, два рынка – электричества и тепла. Сейчас пока произошло про электричество. Проблема в том, что несмотря на то, что модель рынка создана, она не долгосрочная и каждый раз, каждый год мы пытаемся приспособиться к новым правилам игры, что достаточно сложно. Соответственно, долгосрочного рынка нет, как Вы понимаете.

Роль государства чрезмерная и те модели, которые сейчас обсуждаются, они стараются эту роль снизить. То есть решения принимаются противоречащие объективным требованиям развития отрасли. К примеру, изменить требования к турбинам, которые допускаются к КОМ. Плюс я уже говорил в ходе своего выступления, в 2011 году были объединены при подаче ценовых заявок технические и технологические минимумы. Соответственно, основной режим ТГК это комбинированная выработка, это ценопринимание, то есть не всегда топливная составляющая компенсируется ТГК. То есть мы, по сути, на рынке электроэнергии по нашим старым станциям объективно несем убытки. И такая картина не только по "Квадре", это практически по всем ТГК.

Изменился порядок оплаты мощности. Но здесь собственно три причины представлено: был переход на плату среднюю за год к раскладываемой мощности, соответственно, цена на мощность по многим станциям стала высокой, и потенциально встали под риском прохождения КОМ по цене. Ну и соответственно, проблема перекрестного субсидирования, об этом уже говорилось.

Теперь про тепло. Я, честно говоря, больше в этой презентации хотел сосредоточиться на тепле. На тепловых рынках проблема следующая: к сожалению, нет единого органа, который координирует производство электроэнергии и тепла. То есть производством электроэнергии занимается Минэнерго, а теплом у нас занимается Минрегионразвития, как Вы знаете. И часто решения, которые принимают одним или другим министерством, тут же влияют на параллельный рынок, которые неразрывно связаны друг с другом. Соответственно, все негативные последствия получаем мы.

Проблема в сетях модернизации. Большой износ и проблема надежности. На этом я бы хотел остановиться. Дальше можно остановиться на проблемах, которые повлияли, но я больше хотел бы остановиться на надежности, чтобы не отнимать Ваше время. В сетях износ составляет сейчас около 60-70 %, в некоторых регионах 80 %. По "Квадре" срок службы сетей, которые отслужили 20 лет, процент этих сетей больше 55 %. Это очень высокий износ, что-то нужно с этим делать. Инвестиций недостаточно, потому что в тарифе, к сожалению, модернизация учтена только в роли амортизации. Отдельные регионы уделяют этому вниманию, и существует такое понятие, как прибыль. Спасибо большое этим регионам, соответственно, они заботятся о надежности теплоснабжения, о надежности сетей. Если есть прибыль в тарифе на тепло, надо понимать, что это инвестиционная программа, и она должна быть закуплена на этой территории.

Что делать? Варианты развития событий: можно оставить все как есть или ждать, пока один из городов, видимо крупных, зимой просто замерзнет. Это неприемлемо. Какой еще вариант для того, чтобы привести тепловые сети в порядок? Возможна национализация этой системы и дальше субсидирование за счет государства. В принципе это тоже вариант, но в нашей стране это скорее всего тоже неприемлемо. Снять ограничение на рост тарифов? Последние заявления тоже говорят о том, что это путь в тупик.

Какой возможен вариант? Предоставление долгосрочных государственных денежных средств на цели реконструкции. В принципе это возможно. Если будут созданы системы целевого финансирования.

Что еще – это снятие дисфункционных мер на оптовом рынке в отношении источников, вырабатывающих энергию в комбинированном режиме. Я говорил о том, что мы работаем в ценопринимании. Вот эту проблему нужно развязать, чтобы появились хотя бы источники для финансирования модернизации теплоснабжения.

Что мы предлагаем?

Первое – это предложение по модернизации системы теплоснабжения. Нужно устранить перекрестное субсидирование, максимально сблизить ТЭЦ по уровню цен на тепло на переходный период для того, чтоб перейти на метод тарифообразования альтернативный котельной. Для чего? Для того, чтобы появились источники для модернизации сети. У нас примерно 300-400 порывов в период гидравлических испытаний в каждом городе. Порядок цифр такой, 250-400. Города крупные достаточно и Вы представляете состояние сетей. Конечно, мы стараемся делать все для того, чтобы это было устранено в летний период, но периодически это зимой... В общем, эта тема нас крайне волнует, более того, она отражается на населении.

Еще какие варианты возможны? Переход на долгосрочное тарифообразование и эффект от реализации инвестиционных проектов должен оставаться у тех, кто эти мероприятия осуществляет.

Системы транспортировки тепловой энергии. Это вообще отдельная категория, это естественная монополия, и практически во всех городах так получилось, что эта система принадлежит разным собственникам. Есть крупные генерации, у нее есть магистральные сети, дальше распределительные сети принадлежат МУПам как правило, и после МУПов внутри домовой сети это общедомовое имущество, ими управляют управляющие компании. Такая схема достаточно запутанная и очень сложная для финансирования. Более того, такая сложная схема значительно увеличивает тепловой тариф и ставит по вопрос возможность привлечения инвестиций. Вот здесь пример того, в каких городах нашего присутствия какой срок службы сетей. Видно, что состояние достаточно тяжелое. Есть отдельные исключения, но в целом износ больше 70 % - это много.

Анализ тарифов, себестоимости производства тепла и доставки тепла показывает, что источник в большинстве несвязанных инвестиций в модернизации государственных тепловых сетей по сути дела отсутствует.  Опять же, какие варианты? Можно ничего не делать. Можно финансировать реконструкцию теплосетей за счет крупных генераций. Это достаточно сложно, потому что долговая нагрузка у генераций сейчас очень высокая из-за обязательств по строительству объектов ДПМ. То есть долг к EBITDAв соотношении 6-7, у ТГК это нормально. В обычной ситуации это дефолтный показатель, но тем не менее, у нас в стране такие показатели во всех ТГК.

Дальше, какие еще возможны варианты? Финансирование реконструкции системы возможно за счет бюджетов, у которых нет денег, ни у областных, ни у городских бюджетов. Национализация системы транспорта тепла тоже не желательна. Что еще можно? Можно попробовать снять ограничение на рост тарифов – тоже нереально. Единственный вариант – это предоставление государственной господдержки в виде долгосрочных денежных средств на цели реконструкции и модернизации системы теплоснабжения. На самом деле, это действительно единственный вариант. Логика очень простая. Мы модернизируем сети за счет тарифных источников. Если нам ограничен рост тарифа, соответственно, источники должны быть внетарифные. Но делать это необходимо, иначе рано или поздно могут города замерзнуть, а в условиях северных городов и северной страны это может привести к катастрофе.

Для такой схемы финансирования со стороны государства мы предлагаем схему по образу и подобию... В России существует Фонд содействия реформированию ЖКХ. Вот можно по образу и подобию создать Фонд содействия модернизации теплоснабжения, который должен быть наделен правами по утверждению списка инвестиционных проектов в конкретном регионе и по финансированию утвержденных инвестиционных проектов за счет средств, выделяемых государством. Для минимизации риска невозврата при реализации этих проектов возможно укрупнение операторов в каждом из муниципальных образований. Мы пошли по пути создания совместного с муниципальным образованием предприятия, в котором объединили, по сути, все сети и создали единого сетевого оператора в конкретном городе для возможной реализации такой схемы.

Какая возможна господдержка? Понятно, что будет, скорее всего, в форме государственного частного партнерства. Идея такая: то, что укладывается в тариф и те источники возврата, которые существуют в тарифе, это могут быть частные партнерства и оператором, обслуживающим долговые компании, может быть вот такая объединенная теплосетевая компания, которая привлекает долгосрочные кредиты государства по льготной ставке и за счет тарифа ее обслуживает. То, что в тариф не вмещает, это целевое софинансирование за счет государства под контролем субъекта федерации или муниципалитета, но это уже вопрос делегирования полномочий субъекта.

С учетом того, что есть предел роста тарифа, предпочтительнее вариант софинансирования, так как влияние на тариф здесь отсутствует. И средства, которые могут выделяться через эту схему, могут ограничиваться потребностями в модернизации, а не реальной кредитоспособностью компании.

Схема партнерства может быть следующей, но это как вариант, как предложение: федеральные органы исполнительной власти в этой схеме должны участвовать, Фонд содействия управлению теплоснабжения, субъект, муниципальное образование, теплоснабжающая компания и технический аудитор. Понятно, что первый вопрос у государства будет про целевое использование и отсутствие злоупотребления в этой сфере. Конечно, придется формировать эталонные CAPEX’ы, конечно, придется формировать независимого аудитора этой компании, государственный орган, который будет контролировать этот процесс. Опять же, с учетом того, как работает Фонд содействия реформированию ЖКХ, а он работает реально, мы понимаем, что эта схема тоже может быть жизнеспособна.

В приложениях, кому интересно, эта функция возможна и у федеральных органов исполнительной власти, функция содействия реформированию теплоснабжения. То есть федеральные формируют нормативно-правовую базу, Фонд содействия утверждает перечень документов, утверждает лимиты по субъектам, правовое проектное условие построения финансирования, формируют учетность. Орган исполнительной власти консолидирует заявки муниципальных образований, направляет в Фонд содействия утвержденную инвестиционную программу, распределяет поступившие в Фонд средства. Предоставляет контроль за реализацией и предоставляет отчет в Фонд реализации инвестиционной программы. Задача муниципальных образований – это согласование своих программ, направление заявку субъекту, распределение между компаниями, контроль, согласование приемки и предоставление отчета в субъект.

Ну а задача отраслевых компаний, по сути, это исполнение инвестиционной программы и обеспечение надежности теплоснабжения. Единственная функция, которая может быть интересна, это функция технического аудита. По сути дела, это независимый орган, который формирует всю техническую политику, утверждает нормативные CAPEX’ы и координирует всю работу.

Спасибо.

Д.Федоров: В принципе тема модернизации российской энергетики – это тема, от которой все в большой степени устали, обсуждение идет на протяжении двух с половиной – трех лет. В пятницу эта тема обсуждалась с премьер-министром РФ, решение не принято, отправлено на доводку на три месяца. Собственно говоря, скорее всего мы потеряли 2013 год и в 2014 год мы вступим без новых проектов модернизации.

При этом на втором слайде я хотел бы остановиться на состоянии российской электроэнергетики. Мы видим, что у нас страна с большим объемом потребления электроэнергии и тепла. Мы пятый в мире рынок по установленной мощности по состоянию на 2012 год. Собственно говоря, в России с 2006 года идет проект, связанный с модернизацией, с реформой электроэнергетики. Он дает ощутимый результат. На сегодняшний день объем привлеченных инвестиций в отрасль составляет порядка 40 миллиардов долларов США. В России сформирован достаточно большой пул участников. Наверное, ни одна российская отрасль не может похвастаться такой компетенцией. У нас присутствуют три крупных иностранных компании – это Enel, E.On и "Фортум". У нас присутствуют базовых элементов 19, у нас "Онэксим" Прохорова присутствует, у нас E.On присутствует. Две крупных государственных компании – ТРАО и "Газпром", поэтому такого набора качественных инвесторов в российскую электроэнергетику ни в одной российской отрасли, наверное, нет.

Собственно говоря, несмотря на все трудности и неприятности, которые были, тем не менее, мы можем говорить о либерализации большей части российского рынка электроэнергетики. Мы понимаем, что у нас остались регулируемые договора в республиках Северного Кавказа, остались регулируемые договора по населению, это примерно 20 % суммарного рынка, но тем не менее, мы можем говорить о практически полной реализации рынка для промышленных потребителей. Таким образом, реформа достигла некой точки в 2011 году, ради которой она задумывалась.

Собственно говоря, в России создан эффективный, как я считаю, механизм привлечения инвестиций. Эти 40 миллиардов нарисовались под обязательства генерирующих компаний строить новые мощности, которые необходимы российской электроэнергетики и под обязательства рынка оплачивать те инвестиции, которые осуществлены. На сегодняшний день он существует, он есть и это позволило привлечь значительные инвестиции.

При этом справа на этом слайде мы говорим о том, что проблема не решена. Несомненно, органы ДПМ дают достаточно хорошую подпитку российской энергетике, но если говорить о тепловых электростанциях, у нас 22 % мощностей эксплуатируются более 50 лет. В принципе, эти мощности эксплуатироваться не должны ни по состоянию своему, ни по моральному износу, ни по физическому не отвечают современным требованиям. Порядка 52 % мощностей тепловых электростанций в России находятся в горизонте эксплуатации от 30 до 50 лет, что также говорит о том, что мы находимся в не очень хороших пороговых значениях, и дальше станет ясно почему.

Собственно говоря, проблема износа генерирующих мощностей свойственна не только для электроэнергии, она свойственна и для производства тепла, как и в комбинированном цикле, так и для котельных. Более 90 ГВт тепловой генерации были введены до 1980 года и только 50 ГВт из них подлежит замене в ближайшие 5-10 лет. Собственно говоря, не лучшая ситуация у нас в электросетевом и теплосетевом хозяйстве. Правильно говорить, что в энергетику должны приходить дополнительные деньги кроме ДПМ, но уже нет смысла.

На этом слайде, наверное, самый важный посыл, что на 43 ГВт мощностей было введено с 1971 по 1980 года. Эти мощности таким же образом будут выведены из эксплуатации и достигнут своего предельного возраста эксплуатации по техническим характеристикам. Возместить 43 ГВт в стране быстрыми этапами 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.

Мы достаточно большую работу проводили на протяжении последних трех лет для анализа того, что же все-таки в нашей стране надо модернизировать. Разработано очень много сценариев, работу это вело Минэнерго, системный оператор вместе с соответствующими проектными организации, главный из которого был институт имени Кржижановского. Мы разработали достаточно большую программу модернизации. К ней можно по-разному относиться, но, тем не менее, доработку и первоначальную модель мы очень сильно критиковали, она нам очень сильно не нравилась. И конечно, она была оторвана от реального состояния дел.

После того, как мы донесли нашу обеспокоенность до руководителей отрасли, было принято решение о том, что на полгода эта работа была отправлена на доработку вместе с генкомпаниями. Доработка производилась на базе Совета рынка, Совета производителей энергии. Курировал ее и был генеральным директоров Совета производителей энергии Миронов. В результате, собственно говоря, удалось получить некий сбалансированный документ. Понятно, что многие компании не относились к нему серьезно и отношение у них достаточно критическое, но все, кто хотел и участвовал в доработке, имели право высказать свои мысли, донести их, в результате работа была согласована, 70-80 % генераторов согласилось с этой работой.

Там есть два варианта этой работы. Есть так называемой инновационный, в котором модернизации подлежит огромное количество мощностей, чтобы вывести нашу организацию примерно на уровень китайской, где всего 0,7 % мощностей имеет износ более 40 лет. Но все-таки мы считаем, что этот вариант не нужен для нас. Мы когда делали анализ чувствительности экономической модель, поняли, что наибольшая чувствительной даже не на этапе акцептования проекта, а к объему мощностей, которые подвергаются модернизации. И чем больше мы будем наращивать объем мощностей, подлежащих модернизации, тем больший рост тарифов понадобится и скорее он будет оправданным. Поэтому наша позиция, "Газпромэнергохолдинга", к нашей позиции присоединяется еще ряд крупных генераторов, что до 20-го года модернизации должно быть подвержено помимо ДПМ еще 20 ГВт мощностей.

При этом мы прекрасно понимаем, что текущая модель рынка с ее price-cap'ами, с ее различными регулятивными нашлепками, которые были введены за последние годы, не позволяют даже задумываться о проектах модернизации в принципе. Как пример я могу привести "ТГК-1", компания, где контролирующий акционер "Газпром". Мы закончили в прошлом году все крупные инвестиционные программа, у нас программа упала с 14-16 миллиардов рублей до 6 миллиардов. 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 всегда на всех совещаниях, показываем всегда, это даже не прибыли компании, не их финансовые результаты, хотя у большей части, особенно территориальных генерирующих компаний финрезы стремятся к нулю, а зачастую и отрицательные. 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 4, при этом есть компании, у которых отношение долга к EBITDA 15 и 22. Каким образом заставить акционеров этих компаний вкладывать дополнительные деньги без гарантии возврата инвестиций нам непонятно. Модель, которая в том числе недавно рассматривалась на совещании у Медведева, предполагает повышение тарифов, но отсутствие гарантий со стороны генераторов по строительству новой мощности - мы считаем, что это приведет просто к необоснованному росту тарифов и к снижению инвестиционной активности отрасли.

Много вопросов возникает, каким образом проводить модернизацию, если мы опять не допускаем новых инвесторов и что остались только те же инвесторы? Как я говорил, не самые плохие инвесторы собрались в нашей отрасли, но тем не менее зачастую наша концепция преподносится крайне однобоко. Это не соответствует действительности. Мы считаем, что когда разбирались проекты, глубокой модернизации должны быть подвержены 18 ГВт мощностей, а привлечены ресурсы только 1,6 ГВт мощностей. Вот 18 ГВт мощностей – это проекты, которые по CAPEX сопоставимы с новым строительством. Мы считаем, что, несомненно, нужно проводить конкурс на повышение цены. Должен быть определен некий эталонный CAPEX по всем инвестиционным проектам и далее может просто объявляться узел, в котором необходима эта мощность.

На конкурс должны приходить ответственные инвесторы, это единственное ограничение по конкурсу, которое мы считаем, должно быть. Если Вы посмотрите приватизацию или 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, которая есть. То есть, должны предъявляться требования или технического характера, как-то наличие эксплуатации в долгосрочной перспективе, наличие в собственности мощностей или же инвесторы, которые отвечают своими финансовыми обязательствами перед отраслью. Если не построили, то их нужно штрафовать.

Как пример, мы можем привести Серовско-Богословский узел. Нужно, например, 200 МВт. Во-первых, там есть несколько станций, принадлежащих разным собственникам, во-вторых, мы там построили на новом месте станцию. Поэтому аргументация, связанная с тем, что мы хотим опять разделить эти проекты между существующими генераторами, не выдерживает никакой критики.

Тот объем финансирования, который на слайде приведен, мы полагаем, исходя из существующего эталонного CAPEX, который мы не считаем справедливым. Мы считаем, что все-таки все компании, иностранные и российские, накопили достаточно большой бенчмаркинг по строительству мощностей, нужно все-таки проанализировать его и понять, какой CAPEX по угольной генерации и по газовой генерации является эталонным.

Здесь мы на этом слайде постараемся ответить на другие вопросы, которые говорят нам наши оппоненты, о том, что опять определение государством точек, где должны размещаться малогенерирующие мощности приведет к возможным новым ошибкам. Мы считали и считаем, что разговор о том, что в энергетике государство должно принимать участие в развитии, это, по меньшей мере, спорный аргумент, а по большому счету абсурдные аргументы. Во всех странах в той или иной мере государство присутствует в электроэнергетике. Привели самые казалось бы рыночные страны – везде государство вмешивается в процесс и в определение площадок, где будут строиться. Неизбежно при этом, конечно, возникают ошибки, связанные с тем, что где-то построили, а где-то не построили. Мы понимаем, что электроэнергия – это особый продукт, это учат еще на первом курсе университета, что он либо есть, либо нет. При этом не в состоянии никто его сохранять в больших объемах. Поэтому лучше, когда она есть, чем ее нет. Лучше избыток, чем ее дефицит.

Мы, тем не менее, не считаем существующую модель рынка идеальной, и это мягко говоря. Мы считаем, наоборот, что государство принимает в этой модели избыточную роль. Мы считаем, что принятие новой модели откинет нас лет на 5-6. Вспомните, как нынешняя модель запускалась: 4-5 лет писалась концепция, потом 2 года было имитационных торгов, потом "рынок 5-15" и на 4 года его рассрочили либерализацию до 100 %. Сейчас принятие абсолютно новой, не апробированной модели, на которой очень сложно сказать, каким образом будут изменять тарифы, достаточно сложно. При всем при этом мы понимаем, как работает действующий рынок, мы понимаем существующие недостатки и считаем, что лучше избавиться от существующих недостатков, чем сделать некую новую модель, которая тоже будет изобиловать недостатками и скорее всего, приведет только к ухудшению ситуации, чем к ее улучшению.

Что касается КОМ, мы считаем, что необходимо сохранить конкурентный отбор мощности, как инструмент централизованного планирования. Считаем, в перспективе 2015-2016 годов необходимо проводить долгосрочный КОМ на четыре года вперед. Сейчас его бессмысленно проводить, мы считаем ошибочным, учитывая, опять же, кучу всяких нормативных актов, которые искажают существующую ситуацию. Мы считаем необходимо существенно сократить количество зон свободного перетока. Считаем, что необходимо отменить полностью минимальные техтребования для участников КОМ. Зачастую бывают ситуации, когда станция не получает плату за мощность, так как по состоянию основного состава не может отбираться в конкурентный набор мощности, но тем не менее, ее заставляют работать.  У нас есть прекрасный пример, станция работает с КИУМ выше 90 %, но при этом не получает плату за мощность. Мы считаем, что если станция не отобрана, но нужна в КОМ, значит, она должна получать плату за то, что она работает. Потому что плата за мощность безусловно постоянная в наших затратах, в том числе зарплаты сотрудникам, налоги и так далее, от которых не можем отказаться.

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 всё-таки сделать его более справедливым. Я всегда считал и считаю, что price-cap это большое ошибочное решение, в результате мы получили price-cap’ы вынужденных генераторов, мы получили техтребования. У нас есть вынужденные генераторы, которые получают миллион рублей за МВт. Это, честно говоря, маразм, причем в энергоизбыточных регионах. Конечно же, price-cap нужно либо пересматривать, либо полностью отменять.

Считаем, что необходимо снизить долю сетевой составляющей. Это относится к ФСК в первую очередь, к МРСК и территориальным сетевым организациям. На сегодняшний день наплодили территориальных сетевых организаций, ввели их в общий котел. Слайд я не взял, но по нашей аналитике по всем странам Западной Европы и США показывает, что наши потребители в 3-5 раз больше платят за передачу электроэнергии, чем в любой другой стране. У нас разделение, если взять генерацию и сети, 50 % получает в тарифе генерация и 50 % сети. Сети у нас топлива не потребляют, такого объема персонала не содержат, поэтому, конечно же, это все большие и неправильные решения.

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 на Адлерской ГЭС, где не подошла инфраструктура, которую деле 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 выручку за электроэнергию, которую мы вырабатывали. Мы потеряли там порядка 2-3 месяцев, это достаточно приличные деньги для нас. Предъявить их "Олимпстрою" или еще кому-то, понятно, что бессмысленный процесс, который не имеет под собой никаких оснований.

По неплатежам много было сказано. Я надеюсь, что много будет сделано. 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, они находятся на одном уровне, несмотря на то, что топливо подросло за это время на 30 % фактически. Сдерживание и снижение тарифов осуществляется не только за счет регулятивного воздействия на это соответствующих регуляторов, а также за счет вводов новых объектов генерации, которые, собственно говоря, позволяют сдерживать рост тарифов.

Собственно говоря, мы вообще считаем, что к 2020 году, если мы реализуем все проекты модернизации, которые есть, рост тарифа за счет вот этих проектов составит всего около 8 копеек, что меньше 2 %. Это для обеих ценовых зон.

Заключение. Очевидно, что проекты ДПМ у нас заканчиваются в 2016 году  и полностью закончится к 2017 году, в крайнем случае, если кто-то не успеет, то 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.

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, принятие какого-то решения, которое бы гарантировало бы нам возврат вкладываемых средств. При этом тоже очень много спорим всегда 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.

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.

По-моему, история с Японией, которая на раз-два отказалась от атомных станций и обеспечивает все за счет перетоков. Через год они сказали, 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 не 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 в Тюмени, где построены абсолютно никому не нужные станции. Построены они во многом от непонимания иностранными инвесторами в том числе, как работает российский рынок. Благодаря этому часть из них уже закрывается. Станции, отработавшие меньше года, закрываются. Поэтому, конечно, государство должно влиять на эти процессы.

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.

Всё, спасибо за внимание.

• < Назад
• Вперёд >