«Вопрос о выживании перед нами не стоит»

Спецвыпуск
Москва, 18.11.2013
«Эксперт Сибирь» №46 (398)
Рыночные цены на энергорынке не позволяют окупать инвестиции в строительство новых мощностей. В этой ситуации «Иркутскэнерго» концентрируется на обеспечении надежности и бесперебойности работы своих генерирующих объектов

Генеральным директором ОАО «Иркутскэнерго» — ключевого актива в структуре холдинга «ЕвроСибЭнерго» (принадлежит En + Group Олега Дерипаски) — с лета этого года назначен Олег Причко, ранее работавший заместителем гендиректора по продаже ресурсов. В своем первом интервью журналу «Эксперт-Сибирь» он рассуждает об особенностях энергорынка и странностях ежегодных конкурсов по отбору мощностей, а также рассказывает о том, на что «Иркутскэнерго» будет делать ставку в ситуации, когда потребление электроэнергии в Восточной Сибири сокращается, а не растет.

— Олег Николаевич, в одном из недавних интервью вы сказали, что в настоящее время развитие энергетического бизнеса с точки зрения расширения мощностей по производству электрической и тепловой энергии в действующей модели рынка — затруднительно. Можете пояснить, почему?

— Сегодня цена оплаты поставки мощности по ДПМ (договор о предоставлении мощности. — Ред.) — от одного до двух миллионов руб­лей за киловатт в месяц, в зависимости от объекта. А цена, по которой на оптовом рынке оплачивается поставка мощности всех остальных поставщиков в Сибири, составляет 166 тыс. руб­лей за киловатт в месяц. То есть рыночные цены не позволяют окупать инвестиции в строительство новых мощностей. При этом по результатам прошедшего конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2014 год цена упала еще на 37 процентов — до 97,5 тыс. руб­лей в месяц за киловатт. Что еще более ухудшило экономику вне ДПМ.

— У «Иркутскэнерго» ведь и не было обязательств по ДПМ…

— Да, по федеральному закону право на ДПМ имеют компании, созданные на базе реформированного РАО «ЕЭС России». «Иркутскэнерго» наряду с «Новосибирскэнерго», «Татэнерго» и «Башэнерго» в состав РАО «ЕЭС России» не входила. Модернизация электростанций «Иркутск­энерго» производится исключительно за счет собственных средств, при условии окупаемости проектов. На слуху — проект по переносу турбоагрегата с Усть-Илимской ТЭЦ на Ново-Иркутскую ТЭЦ. Это было интересное инженерное решение, оно позволило нам увеличить установленную мощность ТЭЦ областного центра за счет невостребованного энергооборудования (по причине снижения потребности в паре потребителей в Усть-Илимске). Так же за счет строительства тепловой сети и расширения зоны теплоснабжения нами была увеличена мощность на ТЭЦ-9, а на ТЭЦ-11 — одной из узловых тепловых станций области — построена градирня. При этом в 2013 году ТЭЦ-11 не прошла КОМ. Парадоксальная ситуация — четыре сибирских ТЭЦ не прошли процедуру отбора, но при этом их мощность была востребована рынком и всю зиму использовалась. Очень наглядная иллюстрация того, что существующая рыночная модель требует корректировок.

— Например?

— До сих пор существует нерыночное преимущество ТЭС Первой ценовой зоны по отношению к ТЭС Второй. Первая зона — это территории России западнее Омской и Томской областей. Вторая зона — это Сибирь. Цены рынка на сутки вперед (РСВ) для ценовых зон рассчитываются раздельно. В результате в Сибири они на 40 процентов ниже! Когда проводится КОМ, в ценовой заявке на продажу мощности должна учитываться прибыль, полученная на РСВ. Очевидно, что прибыль электростанций Первой ценовой зоны будет гораздо выше, чем Второй. В рынке мощности, в отличие от РСВ, граница между ценовыми зонами отсутствует. Вот почему четыре сибирских станции оказались неотобранными в КОМ. Получилось, что замещать их должны были станции, расположенные в ЗСП Балаково. Логично, когда конкуренция формируется по полным издержкам электростанций, без разделения на электроэнергию и мощность.

— И что вы прогнозируете на будущий год в этих условиях?

— Думаю, участники рынка вернутся к обсуждению альтернативных моделей рынка.

— А какова, на ваш взгляд, оптимальная цена за киловатт мощности?

— Покупатель, потребитель всегда хочет заплатить меньше, а продавец, Генератор — получить больше. Это абсолютно правильный, понятный посыл. Поэтому я бы ответил на ваш вопрос другим вопросом — какой объем генерирующей мощности из общего ее объема в Сибири оплачивается по цене КОМ? Не секрет, что достаточно много станций вынужденно оплачивается по тарифу, установленному ФСТ.

— И сколько такой вынужденной генерации в Сибири?

— По логике, ее должно быть немного. А у нас — 13 процентов от всего объема генерации. Это наводит на определенные размышления. Ну не может же такое количество станций быть неэффективными! А оптимальную цену может назвать только конкурентный рынок.

— Что предпринимает «Иркутск­энерго» в связи с подобными явлениями на рынке?

— Мы ведем себя точно так же, как и остальные энергокомпании. На постоянной основе у нас уже много лет идет целенаправленная работа по оптимизации издержек. Лидеры рынка по издержкам имеют более устойчивую позицию. Параллельно активно участвуем в обсуждении моделей рынка, тем более что сейчас Мин­энерго РФ рассматривает эту тему более комплексно, чем она звучала ранее — с учетом рынка тепла. Ведь существует значительное перекрестное субсидирование от рынка электроэнергии в пользу рынка тепла. И тепловые станции, работающие в режиме когенерации — наиболее эффективном режиме, — находятся сегодня в менее привлекательных условиях, чем должны бы.

— Фактически стратегия компании будет направлена на выживание?

— Вопрос о выживании перед нами не стоит. Понятно, что с итогами КОМ появился дополнительный ограничитель, что ряд планов придется пересмотреть, тем более что и до сих пор цены не давали возможностей для бурного расширения. Будем стараться обеспечить надежность и бесперебойность работы на том высоком уровне, который достигнут.

— Прогнозы по итогам этого года. Что повлияло на результаты сезона?

— У нас, как вы знаете, структура генерации взаимодополняющая — три ГЭС и 12 ТЭЦ. ГЭС вырабатывают энергию круглый год, а ТЭЦ — преимущественно зимой. При этом есть у нас одна чисто конденсационная ТЭЦ — ТЭЦ-10, которая может при необходимости нести полную нагрузку круглый год. Такая структура генерации позволяет компании уверенно чувствовать себя в любой ситуации. В прошлом году было мало воды в притоках Енисея, и енисейский каскад ГЭС нес небольшую нагрузку, зато ТЭЦ были сильно нагружены. Прошлый год вообще был рекордным для нас с точки зрения выработки тепловыми станциями. В этот год вода в Енисее, наоборот, большая, и ГЭС этого каскада несут высокие нагрузки для данного периода, соответственно разгружены ГЭС ангарского каскада. При этом надо учитывать еще одну закономерность — приточность в енисейский и в ангарский каскады ГЭС не имеет взаимосвязи, и они часто дополняют друг друга. К тому же на Ангаре единственное в Сибири водохранилище многолетнего регулирования — Братское, которое позволяет хранить запасы воды не один год для их использования при наступлении маловодья. Системный оператор и ФАВР, учитывая, что приточность в Енисее повышена, а хранить там воду негде, пропускали ее с повышенными расходами через плотины Саяно-Шушенской и Красноярской ГЭС, а воду в водохранилище Братской ГЭС накапливали. Сегодня там уровень на полтора метра выше, чем в прошлом году. За первые девять месяцев 2013 года выработка электроэнергии с учетом этих факторов на ГЭС «Иркутск­энерго» на 3,5 млрд кВт/часов меньше, чем за аналогичный период прошлого года. С одной стороны, это потеря, с другой — запасы воды остались в водохранилище. Сейчас мы вступаем в период высоких зимних нагрузок, поэтому накопленная вода будет использована для выработки электроэнергии более эффективно.

— ТЭЦ пока разгружены?

— Да, они работают с меньшей загрузкой, чем в прошлом году. Тем не менее, мы сформировали повышенные запасы угля на наших ТЭЦ, ориентируясь на высокие расходы в прошедший зимний период. Мы должны быть готовы ко всему — ведь ситуация в Сибири способна быстро измениться, зима может быть очень холодной.

— Как повлияет на работу ангарского каскада ввод новой мощности на Богучанской ГЭС?

— Любое появление генерирующего объекта должно быть подкреплено спросом. Если не будет роста потребления, то появление новых мощностей может привести к снижению цен.

— Но если потребителя нет, куда денется вся эта энергия?

— Скорее всего, никуда — эти киловатты просто не будут произведены. Электроэнергия ведь такой товар, который на склад не положишь.

— А передать мощности в Западную Сибирь?

— Такие возможности ограничены. По структуре потребления западная часть Сибири более дефицитна, чем восточная, там больше потребность в генерации, но эффективная генерация в основном сосредоточена в Восточной Сибири. Из-за ограниченной возможности сети по передаче на участке ВЛ-500 Камала-Назарово доступ потребителей Западной Сибири к той же дешевой энергии Богучанской ГЭС затруднен. В том числе поэтому цены РСВ в Восточной и Западной Сибири различаются до 25 процентов. Порядка 15 млрд руб­лей в год потребители Западной Сибири переплачивают за энергию. Минэнерго РФ эту ситуацию видит, в инвестпрограмме ОАО «ФСК» этот проект запланирован на 2016–2017 годы.

— Отсюда, получается, и все ваши вроде бы непрофильные проекты — сталелитейного завода в Ангарске, центра обработки данных в Иркутске, строительство малоэтажных поселков…

— Да, все логично. Как крупная компания, вызывающая доверие у банков, мы можем привлекать на выгодных условиях заемные средства. Второе — у нас есть квалифицированный персонал, который должен постоянно двигаться вперед, решать новые задачи. И третье — возможность создать собственного крупного потребителя. Все эти проекты энергоемкие, они дадут рост потребления в нашем регионе. Мы рассматриваем их и как коммерческие инвестиции. В дальнейшем мы примем решение, что с ними делать — продать и вернуть деньги с рыночной премией или дальше развивать как самостоятельные направления.

— Кроме этих проектов есть еще что-то в планах?

— Мы пока не обо всем готовы говорить.

— Помимо создания собственного крупного потребителя, на что, по логике, потребуется время, важным направлением в краткосрочной перспективе все-таки остается оптимизация издержек. И в этом плане интересен приход «Иркутскэнерго» в коммунальную энергетику. Как вы оцените итоги работы «Иркутских коммунальных систем» в текущем году? Все ли задачи удалось решить? Каковы планы на будущий год — новые города и водоканалы, или развитие уже существующих активов?

— Мы всегда говорили, что проблемы собираемости в ЖКХ в большинстве случаев — вина недобросовестных управляющих компаний. Неоднократно убеждались, что полученные от жильцов деньги использовались УК ЖКХ в собственных целях. У нас нет задачи зарабатывать прибыль в ЖКХ. Учитывая большие суммы накопленных долгов, целью нашей работы в ЖКХ мы считаем обеспечение своевременного прохождения платежей за поставленные ресурсоснабжающими организациями тепло, холодную и горячую воду, газ. В настоящее время наши управляющие компании действуют в трех городах области — в Усолье-Сибирском, Усть-Илимске, Иркутске. И везде наблюдается тенденция к улучшению собираемости денежных средств, оптимизации работы самих УК, сокращению издержек. Как альтернативный вариант, мы развиваем прямые отношения с жильцами. И здесь мы тоже получили подтверждение нашего тезиса о достойной, в целом, дисциплине населения.  

У партнеров

    Реклама