В энергетическом безвременье

• Сергей Пшеничников
• Монахова Елена

Российская электроэнергетика с июля 2008 года пребывает в состоянии некоторой заброшенности, вызванном пониженным интересом к ней после длившейся около двух лет распродажи. В отсутствие системного и согласованного управления отраслевые регуляторы, организаторы, собственники, топ-менеджеры и другие участники энергорынка потеряли друг друга. Системный хаос усугубляется тем, что стратегические цели у отрасли отсутствуют, а разработанные для растущего рынка инвестиционные программы и генеральную схему размещения энергообъектов в нынешних условиях всерьез никто не воспринимает. Нужно новое «Чагино», чтобы электроэнергетике начало уделяться должное внимание?

В ходе реформирования отрасль управлялась по Закону об акционерных обществах, на основе которого совершались юридические преобразования по распаковке АО-энерго на структуры по видам деятельности (генерация, передача и сбыт электроэнергии) и предпродажной подготовке генерирующих и сбытовых фрагментов. Руководители реформы предпочли не вмешиваться в технологические процессы в электроэнергетике. И это решение оказалось верным. По природе своей, являясь системой со строгой дисциплиной (работа по четким графикам производства и потребления), отрасль пока обладает запасом устойчивости, прежде всего благодаря высокой компетенции инженерно-технического персонала.

Новая структура российской электроэнергетики вызывает ассоциации со строительством Вавилонской башни — пришедшие в генерацию собственники внедряют в нее немецкие, итальянские, финские и новые русские традиции управления. В таком контексте основные риски, на наш взгляд, намечаются в двух основных областях постреформенного пространства энергетики — экономической и организационной.

Во-первых, необходимо учитывать, что при разделении вертикально интегрированных АО-энерго на самостоятельные структуры экономика отрасли изменилась. В единой компании переменные и фиксированные издержки производства, передачи электроэнергии и тепла перемешивались. В целом обеспечивался экономический баланс, хотя при этом издержки отдельных станций и сетей различались в разы. В новых условиях производить энергию на убыточных энергообъектах становится невыгодно. Новые собственники, естественно, будут искать основания для прекращения деятельности таких станций. Конфликт между социальной значимостью энергообъектов (население нельзя оставить без электричества и тепла) и экономическими интересами бизнеса (невыгодно держать убыточные активы) при проектировании новой целевой структуры отрасли в расчет не принимался.

Во-вторых, у новых собственников, в отличие от менеджеров РАО ЕЭС, может возникнуть желание кардинально обновить персонал, заменить его более эффективным по мировым стандартам и в соответствии с рекомендациями авторитетных зарубежных консультантов.

Зоны риска

Вероятность реализации отраслевых рисков повышают два взаимовлияющих процесса. Это стартовавшая, но далеко не завершенная либерализация энергорынка (сегодня 30% продаж электроэнергии осуществляется на свободном рынке) и системный кризис, провоцирующий не выполнять ранее принятые обязательства и беспрестанно менять правила игры.

Воздействие обоих процессов на электроэнергетику усилено организационным и информационным хаосом, который отрасль не успела преодолеть после «плановой смерти» РАО ЕЭС. Случившийся стресс, однако, может пойти ей на пользу, если приведет к оптимизации издержек, к разработке и применению новых технологий и к снижению роли героизма ИТР в надежном и качественном энергообеспечении.

Чтобы определить будущие опасные зоны, мы попытались оценить генерирующие и сетевые компании по их фундаментальным показателям, не подверженным в кризис таким истерическим изменениям, как биржевые котировки. Тем более что, так сказать, физически после всех распаковок многое в отрасли осталось прежним: электростанции стоят на своих местах, ток течет по проводам, а диспетчерские управления координируют графики производства. Изменения коснулись только организационных форм.

Инструмент

Имитационное моделирование с использованием аналитической базы данных технико-экономических метрик энергопредприятий и мультипликаторов, сформированных на основе исторических производственных, финансовых и экономических показателей предприятий (месячных, квартальных и годовых) и состояния технологического оборудования, позволило аналитикам компаний «Тейдер» и «АйТи Энерджи Аналитика» оценить современное состояние генерирующих и сетевых энергопредприятий, а в ряде случаев спрогнозировать изменение эффективности энергетики под воздействием внешних факторов (неплатежи, снижение полезного отпуска, изменение цен на топливо).

В качестве источников исходных данных использовались открытые отчеты энергокомпаний за 2007 и 2008 годы и результаты аналитических исследований авторов.

Вид сверху

Приведенные далее интегральные оценки деятельности генерирующих и сетевых компаний могут, на наш взгляд, служить ориентиром для определения правильной стратегии при движении к абсолютной либерализации рынка.

Нужно ли компании стремиться быть лучшей во всем? Несомненно, ставить такую цель можно, но достижение высокого качества — дело затратное. Сбалансированная стратегия развития энергопредприятия должна обеспечивать ему как минимум стабильное попадание в средний слой (слой типичных представителей, являющийся наиболее многочисленным в любом распределении).

Интегральные оценки позволяют, посмотрев на компанию с разных сторон, увидеть ее в целом и в сравнении с остальными, а вот точка зрения и приоритетность тех или иных оценок зависят от интересов исследователя. Сводные таблицы (см. таблицы 5, 6 и 7) могут по-разному прочитать и сделать разные выводы потенциальный инвестор, собственник и топ-менеджер компании, кредитор, поставщик турбин, регулятор и организатор рынка. Поэтому поддаваться искушению определить «лидера в многоборье» и в финале расставить всех по ранжиру, на наш взгляд, не имеет смысла. Однако наши исследования позволяют различить уже реализованную эффективность (оценки эффективности производства и затрат) и потенциальные риски и возможности (рейтинги кризисной устойчивости и резервов эффективности; см. ниже). В сводных таблицах 5 и 6 мы расставили ОГК и ТГК по рейтингу производства. Наибольший интерес представляет интерпретация полученных данных.

При необходимости полученные интегральные оценки верхнего уровня можно детализировать, спустившись до регионов и отдельных станций, с которых и начиналось построение распределений.

Распределение ОГК и ТГК в 2008 году по производственной эффективности

Генерирующие компании создают два продукта — электричество и тепло. Их производство измеряется величиной отпуска потребителям и расходом топлива. Поскольку все генерирующие компании разные по объемам производства, то для их корректного сравнения целесообразно оперировать относительными (удельными) величинами (см. графики 1, 2).

Представленный рейтинг отражает производственную эффективность в «натуральных» показателях (в отличие от рейтингов эффективности затрат; см. графики 3, 4, где рассматривается экономический аспект производственной деятельности генерирующих компаний).

Из-за существенных технологических различий в производственных циклах ОГК и ТГК их рейтинги представлены отдельно.

Четыре выбранных при составлении графиков показателя характеризуют, с одной стороны, технологические различия станций, с другой — показывают, насколько оптимально осуществляется управление установленным оборудованием (составление графиков производства). Образно говоря, в них отражаются КПД оборудования и КПД персонала, управляющего им.

По производственным показателям лучшей оптовой генерирующей компанией стала ОГК-4. Она оказалась настолько хороша, что ее показатели производства электроэнергии сегодня могут рассматриваться в качестве эталонных для отрасли. Поэтому в рейтинге производства ОГК у компании ОГК-4 нет двух составляющих по электроэнергии (они являются эталонными). По данным ОГК-4 за 2008 год, она производит 6,3 млн кВт∙ч электроэнергии на 1 МВт установленной мощности и при этом расходует 325,5 г условного топлива на 1 кВт∙ч электроэнергии.

У занявшей второе место компании ОГК-5 — лучшие в отрасли показатели в производстве тепла: 2,7 тыс. Гкал на 1 Гкал/ч установленной тепловой мощности и расходе 144 кг условного топлива на одну гигакалорию.

По удельному отпуску электроэнергии худшие результаты у ОГК-3 — 3,8 млн кВт∙ч на 1 МВт установленной мощности, а по удельному расходу условного топлива на производство электроэнергии у ОГК-6 — 362,1 г условного топлива на 1 кВт∙ч.

Худшие результаты по отпуску тепла у ОГК-1 — 0,45 тыс. Гкал на 1 Гкал/ч установленной тепловой мощности, а по удельному расходу топлива на тепло — у ОГК-3 (179,4 кг условного топлива на одну гигакалорию).

В соревновании ТГК первое место по удельному отпуску электроэнергии у ТГК-10 — 5,6 млн кВт∙ч электроэнергии на 1 МВт, последнее — у ТГК-14 — 3,3 млн кВт∙ч электроэнергии на 1 МВт.

Первое место по удельному отпуску тепла у ТГК-9 — 2,1 тыс. Гкал на 1 Гкал/ч установленной тепловой мощности, последнее — у ТГК-8 — 1,1 тыс. Гкал на 1 Гкал/ч.

Первое место по удельному расходу топлива на электроэнергию у ТГК-1, расходуется 145 г условного топлива на 1 кВт∙ч, последнее — у ТГК-14, расходующей 401 г условного топлива на 1 кВт∙ч.

Первое место по удельному расходу топлива на тепло у ТГК-3 — 132 кг условного топлива на одну Гкал, последнее — у ТГК-14, расходующей 172 кг условного топлива на одну Гкал.

Совершенно естественно, что в рыночных условиях высокие удельные показатели по расходу топлива у отдельных компаний сделают их цены на электроэнергию и тепло неконкурентоспособными.

Распределение ОГК и ТГК в 2008 году по эффективности затрат

Как отражается эффективность производства генкомпаний на их экономике, иллюстрирует уже упоминавшийся рейтинг эффективности затрат. По большому счету, если бы не серьезные различия в тарифах, то этот рейтинг сильно коррелировал бы с предыдущим. Тарифы же (изрядно различающиеся и определяющие размер выручки) вносят существенные искажения.

На взаимное расположение компаний друг относительно друга по показателям удельных переменных и удельных фиксированных затрат влияют удельный расход топлива на отпуск энергии и цена топлива. Удельный расход топлива напрямую зависит от уровня технологической эффективности компании. Этим в большей степени объясняется лидирующее положение ОГК-4 среди других ОГК.

Цена условного топлива сильно зависит от структуры используемого топлива. Например, большая доля мазута (самый дорогой вид в пересчете на энергетический эквивалент) тянет компанию вниз (например, в ТГК-2 Архангельская ТЭЦ и Северодвинская ТЭЦ-2 — 100-процентно мазутные станции, что вообще редкость).

Поскольку угольные станции эффективнее газовых с экономической точки зрения, то в рейтинге ТГК компании, где преобладают угольные активы, попали на верхние позиции (ТГК-13 и ТГК-12).

На уровни фиксированных затрат основное влияние оказывает эффективность деятельности по содержанию мощностей. Оценки по переменным и фиксированным издержкам являются результатом моделирования, которое проводится на основе отчетных данных компаний о себестоимости производства и структуры отпуска электроэнергии и тепла.

Расчеты показывают, что в соревновании ОГК первое место по переменным издержкам на электроэнергию у ОГК-4 — 379 руб./МВт∙ч, на другом полюсе оказалась ОГК-3 — 559 руб./МВт∙ч. Первое место по фиксированным издержкам на электроэнергию у ОГК-6 — 1115 тыс. руб./МВт в год. Максимальные издержки у ОГК-5 — 1361 тыс. руб./МВт в год.

Первое место по переменным издержкам на тепло у ОГК-6 — 83 руб./Гкал, последний результат у ОГК-3 — 281 руб./Гкал.

Первое место по фиксированным издержкам на тепло заняла ОГК-6 — 107 тыс. руб./Гкал/ч за год, на другом полюсе оказалась ОГК-5 — 319 тыс. руб./Гкал/ч за год.

В соревновании ТГК первое место по переменным издержкам на электроэнергию у ТГК-13 — 269 руб./МВт∙ч, последний результат показала ТГК-2 — 893 руб./МВт∙ч.

Первое место по фиксированным издержкам на электроэнергию у ТГК-7 — 813 тыс. руб./МВт в год, последний результат у ТГК-1 — 1521 тыс. руб./МВт в год.

Первое место по переменным издержкам на тепло у ТГК-13 — 130 руб./Гкал, последний результат у ТГК-1 — 376 руб./Гкал.

Первое место по фиксированным издержкам на тепло у ТГК-5 — 163 тыс. руб./Гкал/ч за год, последний результат у ТГК-1 — 692 тыс. руб./Гкал/ч за год.

Значительные расхождения у компаний в стоимостных показателях издержек производства в отрасли говорят о том, что переход к свободному ценообразованию на рынке электроэнергии приведет либо к резкому росту цен в отдельных регионах, либо к значительной убыточности части генерирующих мощностей. Главным же условием успешного перехода к свободному рынку электроэнергии является существенное снижение и выравнивание издержек в отрасли, прежде всего топливных. Резервы для этого есть. При этом не обязательно сдерживать цены на топливо (сейчас они в электроэнергетике демпинговые по сравнению с остальными отраслями).

Распределение по кризисной устойчивости

Рейтинг кризисной устойчивости (см. графики 5, 6) отражает способность компании остаться финансово успешной при значительном падении спроса на электроэнергию и, соответственно, сокращении ее отпуска и устойчивость компании к кризису неплатежей. Как правило, чем более эффективна компания в текущем режиме, тем большую угрозу для нее представляют неплатежи и падение спроса, так как она не имеет «легкого» резерва снижения издержек производства.

Данный рейтинг рассчитывался на основе двух показателей. Это коэффициент понижения отпуска (КПО) — допустимая доля уменьшения отпуска, при которой достигается точка безубыточности (выручка равна издержкам). Чем больше значение этого показателя, тем лучше для компании (имеется больший запас устойчивости при понижении отпуска в условиях кризиса).

Второй показатель — коэффициент неплатежей (КН) — пороговое значение доли неплатежей, при котором модельные¹ издержки компании начинают превышать ее модельную выручку, то есть доля неплатежей в точке безубыточности. Выручка рассчитывается на основании отпуска электроэнергии и тарифов Федеральной службы по тарифам, утвержденных на этот период. Чем больше значение показателя для определенной компании, тем больший запас прочности она имеет при росте неплатежей.

Как показывают расчеты, кризисная ситуация на части станций возникла уже в 2008 году. Если в 2007-м худший показатель снижения отпуска составлял для ОГК 5%, то в 2008 году резервов у некоторых ОГК не было, и четыре компании оказались убыточны по отпуску электроэнергии, так как затраты на производство энергии у них в 2008 году выросли больше, чем тарифы.

Значение КПО, превышающее 100%, в одной из ТГК свидетельствует о том, что даже при понижении отпуска электроэнергии до нуля компания все равно останется прибыльной за счет отпуска тепла и фиксированной платы за установленную мощность. Это означает, что суммарная выручка компании за установленную электрическую мощность (тариф за мощность) и за тепловую энергию превышает все ее издержки (в том числе и издержки за не израсходованное на производство электроэнергии топливо). Получается, что производить энергию этой компании не обязательно.

При сравнении показателей 2007 и 2008 годов также видно, что запас кризисной устойчивости компаний в 2008 году заметно уменьшился.

Распределение ОГК и ТГК в 2008 году по резервам эффективности

Данный ренкинг позволяет оценить, может ли оборудование станций ОГК и ТГК работать лучше, имеются ли резервы для этого и каковы они.

Отсутствие резервов в данном случае, скорее всего, говорит о том, что генерирующая компания уже сделала все возможное, чтобы приблизить режим работы своего основного энергетического оборудования к наиболее экономичному (наилучший удельный расход). Однако в условиях кризиса это означает, что у компании нет возможностей для маневра.

Данный ренкинг строился на основе базового показателя: коэффициента увеличения отпуска (КУО) — доля отпуска, на которую может увеличиться моделируемый отпуск по сравнению с реальным отпуском при работе оборудования в режиме наилучшего удельного расхода, зафиксированного на протяжении рассматриваемого периода при условии неизменного расхода условного топлива на производство. Чем больше это значение, тем лучше.

Для определения наилучших удельных расходов станций ОГК и ТГК рассматривались временные периоды протяженностью 1 месяц в течение года.

Необходимо отметить: несмотря на то что в этом распределении есть и лучшие, и худшие компании, в принципе разброс оценок очень невелик и для всех ОГК резерв эффективности не превышает 3%.

Для ТГК резервы производственной эффективности больше: от 1,9 (ТГК-14) до 14,6% (ТГК-3).

Сегодня одной из главных проблем энергетики является огромный разброс издержек производства электроэнергии и тепла. При этом все компании хотят работать на свободном рынке. Свободный рынок по определению маржинальный. Ценообразование строится по худшим оценкам издержек. Таким образом, высокие издержки производства будут провоцировать рост цен на электроэнергию. Что можно этому противопоставить? На наш взгляд, на спотовом рынке могут быть установлены правила листинга, аналогичные фондовому рынку, то есть предприятия со слишком высокими издержками не будут допущены к рынку, что, с одной стороны, будет автоматически сдерживать цены, а с другой — стимулировать компании к более активной работе по снижению издержек.

---

¹Модельные — полученные при моделировании

• 57% компаний предпочитают не пользоваться российскими правовыми нормами при совершении сделок
• Девелоперы должны сократить объемы строительства в Подмосковье. В противном случае областной рынок новостроек уже осенью начнет стагнировать, предупреждает Александр Хрусталев
• Свои бизнес-процессы автоматизируют лишь крупные компании. Достучаться до малого бизнеса, который не может позволить себе подобные проекты, да и не видит в них смысла, пока получается лишь путем государственных запретов