Российская энергетика-2009: год сверхвысокого напряжения

Экономический кризис поставил перед российской электроэнергетикой множество проблем. Текущее положение дел и перспективы этой важнейшей инфраструктурной отрасли на прошедшем в Москве форуме "Россия-2009" обсудили крупнейшие представители ее сегментов и руководители профильного министерства.

Одной из наиболее болезненных тем для производителей электроэнергии остается запуск долгосрочного рынка мощности. Отсутствие четких и понятных правил игры действует на генераторов парализующе. "Я не могу поговорить ни с одним из инвесторов о том, привлекательна ли для них ОГК-3, так как не могу ответить на многие вопросы, касающиеся стабильного функционирования компании и реализации ее продукции", — сетует управляющий директор ЗАО "Холдинговая компания Интеррос" Андрей Бугров.

По словам гендиректора E.On Russia Power Сергея Тазина, до сих пор не приняты правила конкурсного отбора мощности. Действующий временный режим определения ее цены недостаточно прозрачен, что повышает риски генерирующих компаний и может привести к тому, что многие из них начнут пересматривать свои инвестиции. "E.On вкладывает огромные средства в ОГК-4, идет строительство пяти энергоблоков общей установленной мощностью 2 400 мегаватт. Объем инвестпрограммы составляет 104 миллиарда рублей. Мы вкладываем деньги, строим блок, но по каким ценам мы будем в итоге работать?" — задается вопросом Сергей Тазин.

На недостатки переходного рынка мощности, появившегося после расформирования РАО ЕЭС, также указывает председатель правления НП "Совет рынка" Андрей Пономарев: "Этот рынок был заточен под рост потребления, и сейчас мы видим, что он нуждается в существенной доработке". Что касается оценки экономической эффективности заявок участников рынка, по его словам, несмотря на разработанную методику, есть ряд существенных параметров, которые на сегодня не определены. В том числе, это связано со сложностью ценовых прогнозов в условиях кризиса. Тем не менее, стартовав от таких базовых параметров, как территория и тип строящейся генерации, уровень рентабельности будет в дальнейшем уточняться. "Мы будем стараться, чтобы инвесторы вернули свои деньги. В декабре 2008 года, до того как мы голосовали по каждой заявке, было принято решение, что мы учтем недоплату и переплату при установлении экономической обоснованности на 2010 год", — подчеркнул он.

О минусах переходного рынка мощности свидетельствует и большое число жалоб на быстрый рост цен, поступавших от розничных потребителей. "Мы понимаем, что модель, при которой находящийся в рознице потребитель не может прогнозировать свою цену на текущий месяц, неправильна. Нужно прийти к ситуации, при которой потребитель будет уверен: если он не отклоняется от заявленного режима или начинает экономить, это ведет к снижению его затрат на энергоснабжение", — высказал свое мнение Андрей Пономарев.

В свою очередь замминистра энергетики РФ Вячеслав Синюгин заверил, что предложенная в 2008 году российскому правительству концепция долгосрочного рынка активно рассматривается. "Идет живой процесс обсуждения вопросов и разногласий. Это комплексный документ, который нужно принимать сообща. Сроки поставлены нам правительством РФ — март 2009 года, и мы со всеми участниками рынка ведем диалог".

***

Также инвесторов волнует сохранение темпов либерализации рынка электроэнергии и вопрос тарифов. "Мы выполняем наши обязательства по договорам на предоставление мощности, работы идут. Хотелось бы, чтобы и государство выполнило все обязательства, тогда все будет нормально", — выразил общую точку зрения генеральный директор Enel по России и СНГ Доминик Фаш.

Снижение энергопотребления привело к падению цен на оптовом рынке — с августа они снизились на 40%. Это свидетельствует о правильном функционировании его модели, однако вызывает вопрос о дальнейшем графике либерализации, ведь раньше она рассматривалась как механизм повышения среднего эффективного тарифа. "В ноябре была дискуссия по поводу приостановки, а именно обсуждалась возможность не выходить с 1 июля на 50% по нерегулируемым ценам — надеюсь, эта точка уже пройдена. От графика не отказываемся. Цены, действительно, упали, но только в 4 регионах РФ цена свободного рынка сейчас ниже тарифа", — отметил по этому поводу Андрей Пономарев. Непростая задача в условиях кризиса стоит перед регуляторами — уменьшение тарифов приведет к еще большему разрыву в инвестсредствах, на которые рассчитывают генераторы, а увеличение — к росту затрат потребителей. В этой связи, по мнению эксперта, в 2010 году следует ожидать очень осторожного повышения тарифов.

В России, по выражению Доминика Фаша, отношение потребителей к тарифной теме представляет "общественно-культурную проблему". "На генераторов смотрят, как на врагов народа, хотят свалить на них какую-то непонятную вину. Между тем, мы абсолютно нормальные предприниматели, которые хотят вернуть свои деньги и работают прозрачно. Тарифы в Европе в среднем в 3 раза выше, но в России в 3 раза выше энергоинтенсивность. Без "эффекта кошелька" не будет никакого энергосбережения", — убежден он. По данным Сергея Тазина, в структуре конечной цены от генерации зависит лишь 30-40%, как минимум 60% затрат приходится на топливо. "Общий уровень доходов в регулируемом сегменте теплогенерации всего 8% по году, остальное — топливо. Тариф на мощность, который является нашим основным источником дохода в регулируемом сегменте, — лишь 8,3%. Основной прирост тарифов произошел за счет инвестнадбавки таких компаний, как  Росатом, РусГидро и ФСК. Поэтому частные генераторы в большей степени демпфируют рост, чем ему способствуют", — высказал свою точку зрения президент КЭС-Холдинга Михаил Слободин.

***

Резко изменившаяся экономическая ситуация, по мнению целого ряда инвесторов, требует пересмотра генеральной схемы размещения объектов генерации. "Непонятна динамика потребления электроэнергии в стране, не очень ясен долгосрочный прогноз, в том числе и по развитию регионов", — указывает на причины Андрей Бугров. "Все мы инвестировали в другую страну — когда модель рынка была сориентирована на рост потребления. По нашим ощущениям, правительство РФ приняло решение не сохранять старую систему производства. Поэтому промышленный ландшафт будет кардинально меняться. Нужно серьезно пересматривать генсхему в перспективе по прогнозу потребления, а также в плане топливно-энергетического баланса и объемов регионального распределения. Это имеет самое принципиальное значение для того, чтобы мы правильно вкладывали средства", — настаивает Михаил Слободин. В пользу корректировки говорит и то, что ни в прогнозах, ни в генсхеме не учитывались аспекты энергосбережения и энергоэффективности, которые приобретают особую важность в условиях кризиса и поворота психологии потребителей в сторону здоровой меркантильности.

Неизбежной представляется и отсрочка запуска новых мощностей. "В ходе реализации инвестпрограммы возникают вопросы, которые потребуют корректировки сроков ввода мощности вправо", — уверен Андрей Бугров. "Из трех наших строек — на Серовской, Троицкой и Ставропольской ГРЭС — мы попросили у Минэнерго разрешения сосредоточиться на первых двух и перенести Ставрополь за 2015 год. В новых условиях там нет той нагрузки, которую должен нести новый блок. "Системный оператор" нам это подтвердил, министерство четкого ответа пока не дало. На фоне трудностей с финансированием и определением, какие объекты строить, инвестпрограмма оставляет желать лучшего", — констатирует гендиректор ОГК-2 Станислав Невейницын.

"По ряду зафиксированных в ДПМ проектов мы предложили существенное удешевление капвложений за счет укрупнения, релокации и других мер. В активную фазу постройки мы входим только в этом году. По Шестой, Пятой и Волжской ТГК рассчитываем найти средства в перспективе 3-4 лет даже без обращения к государству. ТГК-9 располагается в регионах, которые сейчас сильнее всего упали, объем вводимой мощности по этой станции предполагается на уровне 50% от установленной. Там вопросы соблюдения сроков есть", — отмечает Михаил Слободин.

По мнению Станислава Невейницына, на инвестпрограммах также негативно сказывается неподготовленность EPC-контракторов. "У подрядчиков полного цикла недостаточно опыта, чтобы взвалить весь проект на себя и протащить его от нуля до перерезания красной ленточки. Есть нарушение сроков, в том числе по поставкам оборудования. Кроме того, накладывается разница в курсах, так как все оборудование в основном импортное. Во избежание проблем надо переходить от системы ЕРС к системе "заказчик – подрядчик": оставлять больше функций у себя, меньше отдавать подрядчику", — считает он. Правда, по мнению некоторых представителей инжиниринговых компаний, зачастую генераторы просто хотят объявить EPC-контракторов крайними, маскируя свое нежелание вкладываться в инвестпрограммы.

Минэнерго РФ со своей стороны также видит необходимость корректировки генсхемы, однако стоит перед тактическим выбором, что не добавляет уверенности генераторам. "Одна из точек зрения — это надо делать сейчас, в этом году. Другая заключается в том, что нужно дождаться определенности в трендах и уже тогда принимать долгосрочный документ до 2020-30 года", — изложил альтернативы Вячеслав Синюгин.

***

Возвращаясь к проблеме энергоэффективности, Сергей Тазин обратил внимание на то, что уровень потерь в российской электроэнергетике сейчас составляет около 14%. Сократив их хотя бы на 1%, можно сэкономить 10 миллиардов киловатт-часов. "Часто приходится слышать о проблеме производства реактивной мощности. В отсутствие у потребителя локальных источников он гоняет реактив, повышая тем самым потери. Сейчас с предприятий практически не взимают плату за реактивную мощность, между тем, такая практика была в СССР и существует во всем мире. Пока со стороны Минэнерго в этом плане не видно четких шагов", — заключил он.

По данным первого заместителя председателя правления ФСК ЕЭС Александра Чистякова, в действительности потери в сетях превышают 14%. "В федеральных сетях они составляют около 3,5%, в распредсетях МРСК-Холдинга в среднем находятся как раз на уровне 14-15%, что в принципе не так страшно с учетом распределенности и износа оборудования. Большинство же потерь происходит в низковольтных муниципальных сетях, где они достигают 50%", — сообщил он, добавив, что программу совершенствования учета нельзя сворачивать, несмотря на все экономические трудности.

Средняя окупаемость вложений в средства коммерческого учета и управление энергосбережением составляет 3-4 года. К сожалению, практически ни один территориальный регулятор не приветствует такой комплексный подход, поскольку в большинстве регионов тарифы устанавливаются в рамках одного года. И если переход ФСК с 1 января 2010 года на RAB-регулирование в трехлетнем цикле вполне осуществим, то запланированный в 2009 году перевод на RAB распредсетевых компаний осложнен, так как, в отличие от ФСК, они ведут расчеты с потребителями, исходя из реального потребления, а не заявленной мощности. Полезный отпуск через распредсети сегодня сократился примерно на 9%, и 80% от этого объема составляет выпадающая промышленная нагрузка, которая несет основную часть перекрестного субсидирования. Поэтому база, с которой вынуждены стартовать и рассчитывать свои показатели РСК, сейчас совершенно другая. "Переход этих компаний на RAB-методику в 2009 году будет предметом серьезных ведомственных консультаций, прежде всего, по изменению балансовых решений", — заявил А.Чистяков.

***

В целом, в 2009 году перед энергокомпаниями стоит задача компенсировать просевшую динамику доходности за счет сокращения издержек, оптимизации структуры, повышения производительности труда и качества управления.  "Пока мы не сможем показать кредиторам понятный денежный поток, делать хороший продукт и надеяться на какой-то спрос будет сложно. Все будет сильно зависеть от финансовых итогов компаний в этом году. Какую эффективность они покажут, насколько на эту эффективность будет претендовать государство в 2010 году, не заберет ли оно всю достигнутую экономию — большой вопрос", — подытожил Михаил Слободин, добавив, что напряжение будет очень серьезным.

Говоря о действиях государства, Вячеслав Синюгин дал понять, что энергокомпаниям не стоит недооценивать сохранение в 2009 году запланированного уровня тарифов и темпов либерализации рынка. "Тарифы отстояли в непростой дискуссии. Что касается графика либерализации, идем дальше в соответствии с ранее принятыми решениями. И это тоже очень серьезные и выверенные шаги", — заявил он. В числе других форм поддержки отрасли он назвал внесенные в правительство РФ предложения о покрытии дефицита по ряду компаний в наиболее сложных случаях. "Мы также предложили обеспечить в этом году ускоренную передачу в регионы средств для расчета со сбытовыми компаниями по перекрестному субсидированию", — отметил заместитель министра.

Особо он упомянул инфраструктурные облигации, которые сейчас обретают легитимный контур. Если правительство РФ примет соответствующее решение, в качестве "пилотных" кандидатов на их выпуск министерство рассматривает ФСК и МРСК-Холдинг. "Инфраструктурные бонды — очень интересный вариант в нашей ситуации, — считает Андрей Бугров. — Есть ряд параметров, которые пока трудно просчитываются, но если будут гарантии государства, то этот инструмент будет привлекателен для инвесторов". Кроме того, по словам Вячеслава Синюгина, в этом году Минэнерго все-таки займется составлением прогнозного энергобаланса на последующие 3-5 лет. "Задача архисложная. Мы ставим ее себе на II квартал этого года", — сообщил он.

Материал подготовил Денис БОРОДКИН