Интервью генерального директора «Сибирской генерирующей компании» Мироносецкого С.Н. агентству "Argus"

2 Августа 2013

- Сейчас многие энергокомпании сокращают издержки, том числе путем диверсификации поставщиков топлива. Энергетические предприятия «Сибирской генерирующей компании» за последние годы проделали большую работу по оптимизации переменных издержек. Как изменился топливный баланс ваших ТЭС?

- Мы работаем над диверсификацией поставляемого топлива для наших станций.

Электростанции Кемеровской области, к примеру, полностью отказались от угля марки СС и перешли на более распространенный уголь Д. Опыт поставок каменных углей марки СС, которые всегда являлись основным топливом для большинства кемеровских станций, в 2010-2011 гг. показал высокую степень зависимости поставщиков слабоспекающихся углей от экспортного спроса. Поставщики повышали цены, при том что у них не было необходимых объемов из-за увеличения отгрузок этой марки на экспорт. В результате мы были вынуждены сжигать газ вместо угля, что негативно сказывалось на экономике. В тариф газовая составляющая не закладывалась, поэтому выпадающие доходы нам никто не возвращал.

В целом ресурсы угля СС в России ограничены, все месторождения разведаны и разрабатываются, новые лицензии на добычу этой марки фактически не выдаются.

Уголь Д, наоборот, широко распространен, его можно купить у большого количества поставщиков, и мы регулярно проводим соответствующие исследования рынка. Кроме того, мы перестали нести риски сжигания дополнительных объемов газа, сократив расход этого топлива в несколько раз.

Для нас важно, чтобы поставщик мог обеспечить большие объемы топлива и стабильность его качества. Например, раньше для электростанций в Барнауле (Алтайский край) закупался уголь у нескольких небольших поставщиков, но впоследствии от этой практики пришлось отказаться. Они привозили плохой уголь, часто просто землю, из-за чего электростанции несли убытки; были случаи подделки документации, поэтому приходилось обращаться в следственные органы. Сейчас мы предпочитаем заключать долгосрочные контракты с крупными поставщиками топлива.

- Каков ваш среднесрочный прогноз цен на уголь?

- Я думаю, цены будут повышаться в соответствии с темпами инфляции. Условий для существенных колебаний нет: стоимость угля в настоящее время устраивает и поставщиков, и потребителей.

-Может, стоит воспользоваться моментом и привязать внутренние цены на уголь к экспортным, пока они падают?

- С одной стороны, логично привязать внутреннюю цену на уголь, когда экспортная цена за вычетом транспортировки и налогов (нетбэк) сравняется с отпускной стоимостью у российских поставщиков. Однако конъюнктуру на внешнем рынке спрогнозировать сложно: хорошо, если нетбэк продолжит снижаться и внутренняя цена пойдет вниз, но велик риск резкого роста. Если экспортная цена начнет возвращаться к уровню $100/т, то это неминуемо приведет к подорожанию угля и на внутреннем рынке.

Сейчас складывается похожая ситуация с тарифами на газ, которые планировалось повысить до уровня равной доходности с экспортом, а теперь правительство вынуждено ограничивать темпы их роста.

Интересно, что некоторые энергетические компании сейчас говорят, что нельзя замедлять рост цен на газ. Ведь окупаемость их инвестиционных программ по строительству газовых мощностей рассчитывалась на основе стоимости газа, который они могут сэкономить при переходе на оборудование с более высоким КПД. Цена на электроэнергию также вырастет вслед за стоимостью газа. Но если тариф будет повышаться лишь на 5%, то окупаемость проекта резко падает.

- Какие еще факторы, помимо стоимости топлива, сейчас влияют на экономику угольной генерации в Сибири?

- В этом году в сибирских реках очень много воды. Водохранилище Саяно-Шушенской ГЭС (Хакасия) переполнено, поэтому на станции начались холостые водосбросы. У Саяно-Шушенской ГЭС не хватает мощности для продуктивного пропуска воды, но ниже по течению реки Енисей находится Красноярская ГЭС, которая в результате увеличила объем выработки, что сказывается на загрузке наших станций.

- Как ТЭС удается конкурировать с ГЭС в полноводные годы?

В действительности мы не конкурируем с гидроэлектростанциями.

Ни для кого не секрет, что в периоды увеличения объемов притока воды в водохранилища, доля ГЭС в балансе производства электроэнергии увеличивается, а поставщики тепловой генерации вынуждены останавливать генерирующее оборудование в холодный резерв. При стабильном спросе на электроэнергию со стороны покупателей, из-за большого объема ценопринимающих заявок ТЭЦ и ГРЭС замещение их выработкой электроэнергии на ГЭС не должно приводить к значительному снижению цен на рынке.

Успешная тактика заключается в том, что мы стремимся расширить регулировочный диапазон наших станций (возможность изменения нагрузки на оборудовании от технического минимума до максимального уровня). Чем больше наш регулировочный диапазон, тем эффективнее мы работаем на рынке, поскольку это позволяет наращивать объемы ценового предложения в заявках на продажу и минимизировать риски резкого снижения цен.

- Какова наиболее эффективная стратегия подачи ценовых заявок на РСВ у тепловой генерации в Сибири?

- У трейдеров свои секреты, но в целом механизм подачи ценовых заявок на РСВ очень прозрачен: процедура регламентируется правилами рынка, и места для творчества в ней почти нет. Ценовая заявка контролируется Федеральной антимонопольной службой и «Советом рынка», чтобы она не включала лишних расходов и не была завышена. Возможно, такой подход не совсем соответствует рыночным принципам. Например, если весь спрос на рынке удовлетворяется только по ценопринимающим заявкам, то цена на электроэнергию будет очень низкой, убыточной для электростанции. Возникает вопрос: почему мы должны продавать энергию в убыток? И если станция всегда продает электроэнергию с убытком, почему мы не можем ее остановить? Это наша основная претензия к модели рынка электроэнергии. На других рынках поставщик продает товар только тогда, когда он хочет, а если цена его не удовлетворяет, он сворачивает производство.

- С какими другими проблемами вы сталкиваетесь на рынке электроэнергии Сибири?

Настоящей головной болью для рынка Сибири является переток энергии из зоны Европы – Урал, объем которого составляет 800-1200 МВт. Импорт такого большого объема электроэнергии фактически означает, что в Сибири должна выключиться одна крупная станция. При этом цена на электроэнергию из первой зоны существенно выше стоимости электричества, вырабатываемого на любой сибирской угольной станции.

Простой пример: в ходе конкурентного отбора мощности на текущий год в Сибири было отобрано около 1000 МВт газового генерирующего оборудования из европейской зоны, так как эта мощность дешевле угольной. В результате пострадал ряд сибирских генераторов, у которых соответствующий объем оборудования не был отобран, и они вынуждены поставлять мощность фактически бесплатно. Парадокс заключается в том, что отобранные генераторы из первой ценовой зоны не могут продавать электроэнергию по низким ценам в Сибири.

Сейчас мы пытаемся решить эту проблему вместе с «Системным оператором ЕЭС» и «Советом рынка».

- Что можно сделать, чтобы исправить этот дисбаланс?

- Частично проблема загрузки тепловой генерации в полноводные годы может быть решена за счет снижения объемов перетока электроэнергии (мощности) по направлению Казахстан-Сибирь. Рост сальдо-перетока по данному направлению был обусловлен аварией на Саяно-Шушенской ГЭС. Сейчас эта энергия не нужна Сибири, поставки необходимы для регулирования частоты ОЭС Казахстана в периоды резких скачков потребления или производства. Объем межгосударственного перетока из Казахстана влияет на ценообразование в ОЭС Сибири, поэтому если «Системному оператору ЕЭС» нужен переток в Сибирь по техническим соображениям, он может включать его по собственной инициативе, но в этом случае необходимы механизмы, позволяющие компенсировать потери от снижения уровня цен и объёмов производства генераторам, которых он разгрузил.

- Есть ли необходимость строительства новых источников генерации в Сибири, помимо проектов, включенных в договоры о предоставлении мощности (ДПМ)?

- Строительство угольной генерации при текущем уровне цен в Сибири невыгодно. Чтобы такие проекты окупились, нужно либо заключать дополнительные договоры о предоставлении мощности, так называемые «ДПМ-штрих», либо обеспечивать повышение цены на электроэнергию. Поэтому сейчас мы ждем реформы рынка, которая должна дать ответы на эти вопросы. Правительство может выявлять точки энергосистемы, где необходимо увеличить объем генерации, и объявлять конкурсы на строительство мощностей. Другой вариант – ждать, когда генераторы выведут из эксплуатации старое оборудование, что создаст нехватку предложения и приведет к подорожанию электроэнергии.

- Правительство также разрабатывает новую модель ценообразования в сфере теплоснабжения – как вы оценивает перспективы этой реформы?

- В свое время участники рынка предлагали представителям правительства создать рынок тепла со свободным ценообразованием, на котором более эффективный производитель тепла будет зарабатывать больше, чем менее эффективный. Сейчас тепло продается по тарифам: неэффективный производитель с большими затратами получает высокий тариф. Такая ситуация нас совершенно не устраивает. Цены невозможно отрегулировать лучше, чем это сделает рынок с минимальным вмешательством государства.

- Как избежать резкого подорожания тепловой энергии при переходе на свободное ценообразование?

- Чтобы предотвратить неконтролируемый рост цен, можно установить предельный уровень. У потребителя должна быть возможность сменить источник тепла: перейти на снабжение от котельной, газовой или угольной, от электричества. Стоимость тепла от такого альтернативного источника вместе с инвестиционной составляющей может стать уровнем, определяющим цену на рынке. Вопрос - в договоренности между участниками рынка о том, что такой уровень правильный. Переход к новой системе ценообразования нужно сделать плавным, в течение некоторого срока, тогда участники рынка сумеют адаптироваться к новым условиям: у потребителей будет время повысить энергоэффективность, что в конечном итоге позволит им ограничить затраты на тепло, в то время как производители начнут переходить на современное оборудование с более низкой переменной составляющей себестоимости производства. Процесс затронет всех участников рынка, включая энергетические компании, муниципальные власти, население и промышленных потребителей.

Сейчас, как мне кажется, для этого подходящий момент: в энергетической отрасли сформировался пул квалифицированных и ответственных инвесторов, таких как «Фортум», Enel, E.ON, «Газпром» и др. которые способны реализовать эти изменения. Надо воспользоваться этой ситуацией и создать благоприятные условия для развития тепловой отрасли.

- Кто же в конечном итоге выиграет от реформы рынка теплоснабжения?

- Выиграют все, как производители, которые смогут значительно больше средств направлять на развитие мощностей, так и потребители, поскольку значительно повысится надежность и качество теплоснабжения.

Сейчас в самом тяжелом положении находятся ТЭЦ, которые работают в наиболее эффективном режиме когенерации. Правильная организация рынка тепла оздоровит рынок электроэнергии - ТЭЦ начнут конкурировать с ГРЭС и побеждать в этой конкуренции. В отрасль теплоснабжения придут инвестиции, которых не было последние 20 лет. А развитие теплогенерирующего сектора способно подстегнуть развитие всей экономики страны, так как в строительстве объектов теплоснабжения будут задействованы множество других отраслей – от производителей труб до строителей жилого фонда.