Российские производители электроэнергии в ближайшие годы завершают масштабное строительство новых энергоблоков по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). Эти своего рода инвестиционные контракты, гарантирующие доходность инвестиций в новое строительство или реконструкцию, стали одним из ключевых моментов реформы электроэнергетики. О том, какую часть доходов формируют эти договоры и как компания будет работать после истечения срока их действия, в интервью РИА Новости рассказал генеральный директор "Интер РАО — Управление электрогенерацией" Тимур Липатов.
— Сейчас многие компании говорят о том, что значительную часть доходов им приносит именно ДПМ. У "Интер РАО — Управление электрогенерацией" какая часть выручки приходится на ДПМ? Когда начнется существенное снижение этой части доходов?
— Необходимо сразу разъяснить, что выручка генерирующих компаний складывается в основном из двух о составляющих: выручки за мощность и выручки за поставленную электроэнергию. Соотношение примерно 40% на 60%. Наши генерирующие объекты, построенные по ДПМ (а их построено десять) приносят 60% от выручки за мощность, что составляет 22% от общей выручки компании. Это существенная доля. Как известно, ДПМ рассчитаны на десять лет и с проблемой снижения доходов за мощность (доходы от продажи электроэнергии при этом снижаться не будут) мы столкнемся на горизонте 2025 года. Вместе с тем мы еще строим ДПМ-объекты на Пермской и Верхнетагильской ГРЭС. Эти последние 1220 МВт мы введем в 2017 году. Таким образом, эти блоки будут обеспечивать поставку мощности по ДПМ до 2027 года.
— Как вы планируете компенсировать столь существенное снижение выручки?
— Безусловно, это большой вызов для нашей компании и для всей отрасли. Я вижу здесь два основных направления работы. Одно заключается в поисках внутренних резервов для повышения эффективности компании. Другое — решения, которые должны быть приняты на уровне отрасли. Для увеличения доходов мы реализуем целый комплекс мер, среди которых назову основные, отраженные в разработанной нами операционной стратегии.
Первое — это вывод из эксплуатации неэффективного оборудования. Уже выведено 1107 МВт на Верхнетагильской, Черепетской и Южноуральской ГРЭС. С 1 января 2017 года планируется к выводу 1195 МВт: Верхнетагильская ГРЭС — 330 МВт, Черепетская ГРЭС — 865 МВт. С 2019 года планируется к выводу 600 МВт на Каширской ГРЭС. Таким образом, в период 2015-2019 годов будет выведено 2902 МВт. В дальнейшем мы будем внимательно следить за экономикой каждой станции и в случае необходимости принимать решения о выводе неэффективных и убыточных активов. Так, например, мы не видим перспектив у конденсационных газовых блоков с удельным расходом условного топлива выше, чем 330 грамм условного топлива на 1 кВт.ч электроэнергии и 350 грамм условного топлива на 1 кВт.ч у угольных. Поэтому тренд на вывод оборудования мы считаем оправданным и продолжим работу по выводу неэффективных блоков, в том числе в рамках конкурентного отбора мощности 2020 года.
Второе — переаттестация эффективного оборудования с увеличением его установленной мощности. И эта работа будет продолжена: мы постоянно анализируем возможности донастройки и доналадки оборудования, схемных решений, и резервы в этом направлении еще не исчерпаны.
Третье — мероприятия по снижению удельного расхода условного топлива. Четвертое — оптимизация условно-постоянных затрат.
Очень важным мероприятием для нас является оптимизация платы за водопользование (в случае если рост ставок составит, как сейчас запланировано, 15% в год), которая будет состоять в реализации технических мероприятий по увеличению доли повторно используемой воды. К слову, ситуация с увеличением ставки за водопользование не совсем понятна. Генераторы понесут огромные затраты, бюджеты недополучат налоговые поступления из-за падения прибыли генерирующих компаний и платы за водопользование. По идее должна была выиграть экология, но снижение тепловых выбросов в водоем (в общем-то, безобидных и часто полезно используемых, например рыбхозяйствами) с лихвой покроет рост удельного расхода условного топлива, который в результате произойдет, что приведет к увеличению выбросов СО2. Получается, что выигрывают от этого только производители и строители градирен.
— А что можно сделать на уровне отрасли?
— Нужно добиться того, чтобы уровень необходимой валовой выручки генерации, который сложился за счёт ДПМ-объектов, сохранился. В этой связи, мне кажется, он частично должен обеспечить рост цены конкурентного отбора мощности (КОМ) до момента образования там ценовых стимулов к модернизации. По нашим расчетам, это мог бы быть уровень порядка 250 тысяч рублей за мегаватт в месяц в текущих ценах по всему КОМ. Оставшийся денежный поток (порядка 150-170 миллиардов рублей в год) может быть точечно направлен на ДПМ-штрих или ДПМ 2.0, то есть на замещение устаревшего, неэффективного оборудования.
Но это решение за регуляторами.
— А если такое решение не будет принято?
— До 2025 года какое-то решение, безусловно, появится.
На самом деле у регулятора, на мой взгляд, сейчас есть три варианта действий. Первый — ничего не делать. Вот ДПМ заканчиваются, избыток сохраняется, цена на мощность в КОМ не покрывает затрат на содержание угольной генерации в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал — ред.), в режиме выживания держится газовая генерация. В этом случае мы столкнемся с каскадным выводом оборудования после 2025 года из-за исчерпания ресурса оборудования и, как следствие, со скачкообразным ростом цены за электроэнергию при отсутствии стимулов для модернизации.
Второй вариант: ничего не делать с существующей мощностью, после завершения ДПМ запускать ДПМ 2.0 в том же объеме. Идея не самая лучшая.
— Почему?
— Это связано с тем, что существующая генерация не получает никаких ценовых сигналов к тому, чтобы инвестировать в продление ресурса оборудования, но на нее все равно приходится 60% выработки электроэнергии, необходимой энергосистеме. В этом случае оборудование будет изнашиваться и выводиться из эксплуатации, что может привести к дефициту электроэнергии. А покрыть его мощности, построенные в рамках ДПМ 2.0, не смогут — это слишком большой объем.
Поэтому мне кажется, что лучшим будет третий вариант, при котором уровень необходимой валовой выручки, сложившийся в отрасли, частично будет распределен на рынок старой генерации, (тем самым стимулируя инвестиции в проекты модернизации и продления ресурса работы оборудования), а частично — на строительство новых мощностей. Причем очень важно совместить строительство замещающих мощностей с выводом оборудования из эксплуатации. То есть это должны быть какие-то встречные обязательства, иначе избыток генерации продолжит оказывать давление на все субъекты рынка. Рынок сам себя в этом случае не отрегулирует.
— Какие станции демонстрируют более высокую рентабельность: газовые или угольные?
— В целом наиболее рентабельные станции это парогазовые и крупные паросиловые газовые блоки ДМП-объектов. Следом за ними идут парогазовые станции, не являющиеся объектами ДПМ, плюс блоки К-800 (это Пермская и Нижневартовская ГРЭС). И в арьергарде доходных станций — современные угольные станции: Харанорская, Гусинозерская ГРЭС, а также восьмой и девятый блоки Черепетской ГРЭС.
— На станциях, которые и на угле, и на газе могут работать, вы в пользу газа сейчас делаете выбор?
— Зависит от соотношения удельного расхода условного топлива. Приведу пример. На Каширской ГРЭС у нас есть и угольная часть, и газовая. В прошлом году мы активно грузили угольную часть, несмотря на более высокий расход условного топлива, потому что уголь был относительно дешевым по сравнению с газом.
Угольщики в конце прошлого года, очевидно, переоценили спрос и серьезно подняли цены. В этой связи мы просто по ценам 2015 года подкопили угольный склад и сказали: "На этом все, уголь держим для того, чтобы у нас был основной нормативный запас топлива, и на угле не работаем". Время от времени пускали газовые блоки. По результатам первого квартала этого года угольщики снизили цену к уровню 2015 года, что позволило нам провести повторный конкурс.
— Как сильно угольщики цены поднимали в начале года?
— Пытались заявить рост 15-20%. Была интересная история в начале года с мазутом, которая внесла вклад в наши операционные показатели. Мазут, с учетом падения цены на нефть, упал вслед за ней, это был февраль 2016 года. На нем топливная составляющая была на 200 рублей меньше, чем на газе. Мы это вовремя поняли, залили все свободные емкости мазутом. Правда, потом он быстро подорожал, к сожалению, но в целом порядка 100 миллионов рублей нам дала эта операция.
— С поставщиками угля только по Каширской ГРЭС был рост цен или по другим станциям тоже?
— Такой выплеск цены с обратным движением был только по экспортно-ориентированным маркам угля. Другие достаточно умеренно дорожали.
Мы по углю хорошо диверсифицированы, имеем достаточно поставщиков. Сложная станция у нас одна в этом отношении — Харанорская ГРЭС. Там есть два поставщика, два разреза, которые нам поставляют уголь — это Харанорский разрез СУЭК и Уртуйский разрез АРМЗ. Где слабая конкуренция, трудно договариваться с поставщиками, ведь, по сути, у них монопольное положение. В остальных случаях мы смогли объяснить нашим поставщикам, что есть безусловная взаимосвязь между ценой угля, которую они назначают, и объемами, которые мы потребляем. Это ведет к взаимному пониманию позиций в ценовых вопросах.
Чтобы меньше зависеть от поставщиков мы рассматриваем возможность приобретения собственных угольных разрезов. Так, например, мы уже реализуем проект по развитию Окино-Ключевского месторождения, уголь из которого поставляется на Гусиноозерскую ГРЭС.
— Среди мер по оптимизации затрат генерации "Интер РАО" вы называли уменьшение расхода топлива. Как именно планируется этого достичь?
— Мы провели сейчас с должным качественным отношением работу по переработке нормативно-технической документации по топливоиспользованию. Для всех наших блоков установили жесткие исходные номинальные значения, которые равнялись либо лучшей практике, либо проектным значениям. Качественно померяли фактические значения и пофакторно разобрали всю разницу. Под каждый фактор мы прописали мероприятия: что менять, ремонтировать. Все эти мероприятия далее были оценены на окупаемость. К сожалению, две трети из них не дожили до светлого дня реализации — они просто не окупаемы, они пока находятся в экономически неэффективном резерве топливной экономичности. А та треть, которая окупается, сейчас полностью вошла либо в ремонтную, либо в инвестиционную программы. В ближайшие три года эти мероприятия будут реализованы. При этом процесс ценообразования очень живой, динамика цен на топливо и электроэнергию связана со многими факторами, что существенно влияет на параметры окупаемости проектов топливной экономичности. Уже есть первые результаты. В снижении удельного расхода условного топлива, которое произошло в первом полугодии 2016 года, 0,7 грамма — вклад наших мероприятий.
— Всего за три года какой эффект рассчитываете получить?
— Мы поставили цель к 2020 году снизить удельный расход условного топлива более чем на три грамма на 1 кВт.ч вырабатываемой электроэнергии за счет окупаемых мероприятий, но мы продолжаем работать над проектом и уже сейчас видим дополнительный существенный потенциал снижения.
— Экономический эффект какой будет?
— Эффект — минимум 1,3 миллиарда рублей в 2020 году.
Экономический эффект от снижения удельного расхода условного топлива — это только один из эффектов стратегии сегмента оптовой генерации группы "Интер РАО". Мы тщательно просчитали и обосновали мероприятия, реализация которых позволит компании к 2020 году дополнительно заработать 13 миллиардов рублей, несмотря на все негативно влияющие на отрасль факторы.
