Пять лет до рынка

Сергей Василенко
15 сентября 2008, 00:00

«Сцилла и Харибда дальневосточных энергосистем — это необходимость инвестировать в развитие энергетики, модернизировать энергетическую инфраструктуру и невозможность повышать тарифы, устанавливаемые государством. Здесь крайне важно проложить правильный маршрут, верную бизнес-траекторию», — говорит Иван Благодырь, генеральный директор ОАО «РАО “Энергетические системы Востока”»

— Первого июля 2008 года РАО «ЕЭС России» прекратило свое существование. Некогда единая во всех смыслах энергосистема страны разделена на компании, объединенные лишь передающими сетями. Какой опыт получен за время, прошедшее после реформирования?

— Реформа РАО «ЕЭС России» привела к появлению реальных рыночных отношений в электроэнергетике. В отрасль были привлечены средства частных инвесторов. Еще более актуальными стали задачи эффективного управления активами, выстраивания долгосрочных отношений с потребителями, поиска инвестиций, реализации инвестиционных проектов. Отчасти они начали решаться еще в рамках РАО «ЕЭС России». Сейчас менеджмент генерирующих, сетевых и сбытовых компаний занимается этим самостоятельно. Это опыт, который сложно переоценить.

Что касается последствий, то фактически энергетика России уже более года работает в новых условиях, и свет, как видите, не погас. В стране остались общие магистральные сети, сохранился единый диспетчерский центр, принадлежащий государству. Федеральный закон об энергетике четко прописывает функции генерации, распределительных сетей, сбытов и системного оператора. Так что я не вижу особых рисков, связанных с ликвидацией РАО. Если они и существуют, то, как показывает практика, воссозданное Министерство энергетики России эффективно управляет потенциальными рисками, взяв под свой контроль большую часть проблемных вопросов.

— Компания ОАО «РАО “Энергетические системы Востока”» образована два месяца назад. Чем она отличается от прочих? Каковы ваши преимущества и слабые места?

— Мы холдинг, который управляет пакетами акций дочерних энергокомпаний на Дальнем Востоке. При этом нашим контрольным пакетом владеет государство. То есть мы принципиально отличаемся от ОГК и ТГК и по сути бизнеса, и по корпоративной структуре.

Из-за того что на большей части территории Дальневосточного федерального округа расположены изолированные энергосистемы, разделение и объединение энергокомпаний по видам бизнеса: энергогенерация, сети, сбыт — здесь прошло только на юге Дальнего Востока. Сейчас в объединенной энергосистеме Востока генерирующие мощности входят в Дальневосточную генерирующую компанию, распределительные сети — в Дальневосточную распределительную сетевую компанию, а сбыты — в Дальневосточную энергетическую компанию.

Другое наше отличие состоит в том, что мы работаем не просто в регионах с изолированными энергосистемами, таких как Камчатский край, Сахалинская, Магаданская области, Чукотский округ, Республика Саха (Якутия), но там, где имеются изолированные энергоузлы. В европейской части страны такого почти нигде не найдешь.

— Какие проблемы для экономики создает раздробленность энергетической системы Дальнего Востока?

— В чем уникальность Единой энергосистемы России? В том, что по действующим ЛЭП между собой связаны электростанции, расположенные в восьми часовых поясах. Это позволяет распределять нагрузку на генерирующие мощности, гарантированно доставляя товар — электроэнергию — потребителям за счет ее перетока.

Любой локальный источник обладает гораздо худшими экономическими параметрами, чем единая энергетическая система. Для того чтобы в изолированной системе обеспечить надежное энергоснабжение потребителей, нам надо иметь резерв генерирующих мощностей на случай возникновения нештатных ситуаций. Это увеличивает стоимость энергии, производимой на наших станциях.

Помимо этого при децентрализации внутри изолированных энергосистем дополнительная тарифная нагрузка ложится на промышленных потребителей, так как, чтобы не допустить ценовой дискриминации, государство устанавливает в регионах единый тариф, как, например, в Якутии, выравнивая стоимость энергии, произведенной в зонах локальной и централизованной энергетики. Таким образом, результирующая цена в изолированных энергосистемах Дальнего Востока явно не стимулирует развитие бизнеса.

— Где выход?

— Выход в оптимизации существующей системы. Так, в нашу инвестиционную программу вошла программа оптимизации локальной энергетики (ПОЛЭ) Якутии. По расчетам специалистов, если этот проект не осуществлять, то средний тариф для децентрализованной зоны электроснабжения в республике к 2015 году может вырасти до 26 рублей 17 копеек за киловатт-час с 14 рублей 37 копеек в 2008 году. Таким образом, существует высокая вероятность того, что средний отпускной тариф увеличится с 2 рублей 27 копеек за киловатт-час до 3 рублей 85 копеек, а тариф для промышленных потребителей поднимется с 2 рублей 65 копеек до 4 рублей 48 копеек. При реализации ПОЛЭ за счет сокращения доли дизельного топлива с 98 до 15 процентов в топливном балансе локальной энергетики средний отпускной тариф в Якутии в 2015 году должен составить 2 рубля 74 копейки за киловатт-час, а тариф для промышленных потребителей — 2 рубля 28 копеек.

Среди основных мероприятий этой программы — строительство ЛЭП общей протяженностью около тысячи километров в 11 районах республики, что позволит вывести в резерв 19 дизельных электростанций и снизить расход дизельного топлива на производство электрической энергии на 35 тысяч тонн. А также ввод в эксплуатацию 17 ТЭЦ малой мощности взамен 20 дизельных электростанций и котельных, работающих на дорогом привозном дизельном топливе и не отвечающих современным требованиям энергоэффективности. Экономия по расходам на приобретение и завоз топлива для целей электро- и теплоснабжения после строительства всех ТЭЦ малой мощности составит 1,5–1,7 миллиарда рублей в год.

Другой путь — создание совместной с Федеральной сетевой компанией стратегии развития магистральных и распределительных сетей на территории округа для увеличения перетоков между Дальним Востоком и остальной частью страны.

— Федеральный регулятор устанавливает предельные тарифы, учитывая в своих расчетах социальный фактор. В условиях Дальнего Востока значение этого фактора особенно важно — основным потребителем энергии здесь является население. Тем не менее тарифы в регионе почти в два раза выше среднероссийских, а в некоторых районах — даже в пять раз.

— Не совсем так. Вы знаете, что тариф за киловатт-час в Москве — 2 рубля 53 копейки, а на Камчатке — 2 рубля 50 копеек, в Приморье — 1 рубль 13 копеек, в Хабаровском крае — 1 рубль 93 копейки?

Конечно, это установленные тарифы для населения, а есть экономически обоснованные тарифы, которые на Дальнем Востоке действительно в несколько раз выше, чем в других регионах страны. К примеру, в зоне локальной генерации — где-нибудь в Корякии или на севере Якутии — выработка одного киловатт-часа на дизельной станции стоит 17 рублей. Экономически обоснованные тарифы в Амурской области — 1 рубль 60 копеек — самые низкие в Дальневосточном округе из-за дешевой гидрогенерации. На Камчатке экономически обоснованный тариф — 5 рублей 69 копеек, а на Сахалине — 2 рубля 69 копеек.

— Вы заинтересованы в том, чтобы тарифы повышались...

— Мы хотим, чтобы они формировались с учетом жизненных реалий. Если цены на топливо растут, то естественно, что и выпадающие доходы наших энергокомпаний увеличиваются. Соответственно, в тарифе на будущий год должна быть предусмотрена компенсация этих расходов. Если цены на материалы и комплектующие, которые мы закупаем для ремонта, растут темпами, превышающими инфляцию, то и в тарифе это должно быть учтено. А то получается, что на входе мы имеем одни постоянно растущие в течение года стоимостные показатели, а на выходе — неизменный утвержденный тариф. В результате мы зажаты между необходимостью инвестировать в развитие энергетики, модернизировать энергетическую инфраструктуру и невозможностью повышать тарифы, которые определяет государство. И в этом вопросе необходимо искать компромисс.

— Сейчас на Урале и в Сибири энергетические компании активно обновляют оборудование, стремясь снизить себестоимость и тем самым увеличить выручку. У вас, насколько я понимаю, для инвестиций нет средств?

— В начале этого года мы сформировали инвестиционную программу до 2012 года, в которой предусмотрели все необходимые работы: замены линий электропередачи, введение новых генерирующих мощностей. Эта инвестпрограмма стоила 165 миллиардов рублей. Стоимость новой пятилетней инвестиционной программы с 2009-го по 2013 год составляет 192 миллиарда рублей. Такой суммы собственных средств у нас нет.

Конечно, часть финансовых ресурсов мы сможем получить от продажи тепла и электроэнергии, часть — от реализации доставшихся нам от РАО «ЕЭС России» энергосбытовых активов, что-то — за счет снижения топливной составляющей в себестоимости вырабатываемой энергии. Примерно 10–15 процентов сможем сэкономить при заключении долгосрочных соглашений на поставку топлива. Сейчас мы выходим на подписание долгосрочного контракта по поставкам угля. Уже вступили в активную переписку с «Газпромом», хотим получить от них четкий ответ на вопрос, по какой цене они готовы поставлять нам газ. В зависимости от этого сформируем топливную стратегию компании. Я не исключаю, что мы будем участвовать в тендерах на разработку угольных месторождений. То есть будем стремиться к удешевлению электроэнергии, производимой на наших мощностях, любыми доступными нам способами.

И тем не менее основным источником финансирования нашей инвестиционной программы должна стать федеральная целевая программа «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья», поскольку те проекты, что мы собираемся реализовать, в первую очередь направлены на создание энергетической инфраструктуры Дальнего Востока.

— В федеральной программе «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» запланированы инвестиции в энергетику. Их объемы достаточны?

— Конечно, нет. Только на подготовку энергетической инфраструктуры к саммиту АТЭС во Владивостоке к 2012 году по этой программе необходимо предусмотреть дополнительное выделение более 40 миллиардов рублей федеральных средств. Дело в том, что действующая целевая программа формировалась в условиях неопределенности. На момент ее утверждения в 2007 году еще не было определено место проведения саммита АТЭС во Владивостоке, не был сформирован перечень объектов, отсутствовала информация по увеличению нагрузки на энергетическую инфраструктуру, соответственно, энергокомпании не могли точно просчитать затраты. Сейчас эти данные есть, и мы во всех профильных министерствах доказываем необходимость и обоснованность дополнительных инвестиционных вложений из федерального бюджета.

— А иностранные инвестиции привлекать собираетесь?

— Мы уже ведем переговоры с рядом зарубежных и отечественных инвесторов. Но Дальний Восток относится к неценовой зоне, и здесь в ближайшие пять-семь лет не появится ни свободного рынка мощности, ни свободного рынка электроэнергии. И наши доходы будут определять тарифы, устанавливаемые государством, что не привлекает инвесторов.

— То есть частные инвестиции здесь в энергетику не идут?

— Не совсем так. Крупные пакеты в наших генерирующих и сетевых компаниях уже принадлежат частным акционерам, но будут ли они инвестировать в дальнейшем, зависит от того, принесут ли им прибыль уже вложенные средства.

Впрочем, некоторые предложения по сотрудничеству от российских инвесторов нам поступают. Так, в Совгавани в Хабаровском крае достроен угольный терминал. Проблему энергоснабжения этого объекта владельцы порта могут решить тремя способами: построить собственную ТЭЦ, подключиться к существующим сетям либо построить ТЭЦ с нашим участием и за счет этого ускорить окупаемость проекта.

В текущем году мы также получили предложение от Восточной энергетической компании (ВЭК) построить совместно блок на Благовещенской ТЭЦ. Мы будем распоряжаться теплом, которое необходимо Благовещенску, а электричество ВЭК хочет продавать в китайский Хэйхэ — город, расположенный на другой стороне Амура.

«Роснефть» планирует добывать нефть на Сахалине, а попутный газ предполагает использовать на электростанции. Либо будет строить свою ТЭЦ, либо обратится к нам, поскольку энергетика для нее непрофильный бизнес. Определенные договоренности достигнуты с «Роснефтью» по вопросу участия этой компании в модернизации ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в Петропавловске-Камчатском. В общем, интерес к развитию генерации частный бизнес на Дальнем Востоке проявляет, но речь пока идет о единичных проектах.

— А частная генерация сможет решить, хотя бы в какой-то мере, дальневосточные энергетические проблемы?

— Для того чтобы на Дальнем Востоке появилась частная генерация, должны существовать экономические предпосылки. Например, необходимо устранить сетевые ограничения по перетоку энергии из Сибири на Дальний Восток, а это — задача даже не ближайших пяти лет. Должно появиться достаточно много независимых производителей. Только тогда здесь можно будет либерализовать рынок электроэнергии и мощности. А пока получается некий замкнутый круг: рынка нет, потому что не сложились условия, нет условий — не придут частники, не придут частники — не будет рынка. Этот круг можно разорвать только при участии государства, которое должно вложить необходимые средства в создание энергетической инфраструктуры в Дальневосточном федеральном округе.