Нас тянут назад

Регулирование энергорынка держит его игроков в постоянном напряжении. Вице-президент по управлению портфелем производства и трейдингу ОАО «Фортум» Юрий Ерошин выделяет три ключевых фактора, которые оказывают на ситуацию в электроэнергетике и стратегию энергокомпаний наибольшее влияние. Это изменение макроэкономических параметров Минэкономразвития РФ с переходом на консервативный сценарий, рост тарифа на услуги по передаче электроэнергии и выход постановления правительства РФ о развитии рынка возобновляемых источников энергии.

Весной текущего года Минэкономразвития РФ заявило о необходимости пересмотра прогнозных темпов роста цен на газ в сторону понижения. Основной аргумент — наступающий кризис. Ведомство предложило 5% в год. При этом по действующему прогнозу цены должны расти по 15% до 2015 года (с 2007-го), чтобы выйти на экономически обоснованный уровень так называемой равной доходности, когда Газпрому одинаково выгодно поставлять газ за границу или на внутренний российский рынок. В конце июля предложение Минэкономразвития подробно рассматривалось уже в качестве базового сценария на предстоящую трехлетку. По мнению ведомства, сдерживание цен на газ положительно повлияет на экономическое развитие страны. Однако никаких расчетов, подтверждающих это, экспертному сообществу не представили. Между тем дальнейшее искусственное сдерживание цен на газ принесет гораздо больше минусов российской экономике, чем плюсов, считает Юрий Ерошин.

Пусть растут

— Юрий Александрович, в чем негатив?

— Как известно, Россия занимает одно из последних мест по энергоемкости ВВП, существенно уступая по этому важнейшему показателю развития экономики не только мировым лидерам, но и развивающимся странам. Понимая важность этой проблемы, пять лет назад президент дал поручение правительству снизить энергоемкость на 40%, однако эффективная система, стимулирующая внедрение таких технологий, так и не заработала.

В соответствии с мировой практикой наиболее простым и действенным механизмом является экономическое стимулирование энергоэффективности, когда каждому участнику цепочки производство — передача — потребление энергоресурса становится накладно его терять или транжирить. К сожалению, наши власти все еще опасаются применять данный инструмент, в результате чего ситуация продолжает ухудшаться, а в ряде случаев, например в теплоснабжении, уже приводит к деградации.

Платеж средней российской семьи за теплоснабжение уже такой же, как в странах Северной Европы, то есть один из самых высоких в мире. И это при ежегодных перерывах в теплоснабжении, бесконечных авариях и порывах. При этом цены на газ и тарифы на тепло у нас в разы ниже, вследствие чего теплоснабжающие организации в большинстве своем убыточны. Парадокс? Нет, просто в развитых странах теряется всего 20 — 30% энергии сожженного для электро- и теплоснабжения топлива, а в России — в среднем 60 — 70%. То есть полезно используется не более 30 — 40% произведенной электро- и теплоэнергии, а в платежку потребителя включаются, естественно, все 100%.

Намереваясь искусственно сдерживать внутренние цены на газ, которые и без того ниже только в Саудовской Аравии, наши регуляторы на деле не защищают потребителя, ради которого они якобы это делают, а ограничивают приток капитала в модернизацию систем электро- и теплоснабжения, усугубляя их и без того плачевное состояние.

— Чем это обернется?

— Если бы цены на газ и электроэнергию росли теми же темпами, что были предусмотрены во время приватизации энергоактивов, денег, зарабатываемых на рынке в условиях жесткой конкурентной борьбы, было бы у энергетиков достаточно, чтобы модернизировать электростанции — именно модернизация крайне необходима для успеха на энергорынке. Однако если будет реализован консервативный прогноз МЭР, уже к 2017 году, чтобы хоть как-то вести эту модернизацию, придется вводить специальные надбавки. Не важно, какие они будут, главное, что эти деньги все равно заплатит потребитель. То есть предлагаемое ныне популистское искусственное снижение цен на газ в итоге приведет к более жесткому сценарию роста цен на электроэнергию для потребителей.

Цепочка простая: сдерживаем рост цен на газ — сокращаем в краткосрочном горизонте рост цен на электро- и теплоэнергию, лишаем отрасль естественных экономических стимулов для модернизации, усугубляем деградацию систем энерго- и теплоснабжения, создаем искусственные механизмы для субсидирования модернизации отрасли, идем за деньгами к потребителю. А на вопрос, какие стимулы более действенны — естественные рыночные или искусственные государственные, и в каком из вариантов деньги будут направлены на более эффективные проекты, экономическая практика развитых стран давно дала ответ. Однако в российской электроэнергетике политическая повестка значит гораздо больше, чем экономическая. Отсюда и стагнация в решении этой и других проблем ТЭК и ЖКХ.

— Из чего реально складывается структура цены у поставщика электроэнергии — электростанции? Когда возникает или не возникает источник инвестиций для модернизации?

— В общих чертах, структура цены поставщика электроэнергии состоит из затрат — переменных (топливо) и постоянных (ремонты, зарплата, налоги и прочее). Например, у эффективной электростанции с блоком ПГУ (КПД 55%) постоянные затраты составляют около 160 рублей, переменные — 670 рублей на вырабатываемый МВт/час (у неэффективных электростанций топливная составляющая гораздо выше). После продажи электроэнергии и мощности на рынок и отчислений на постоянные затраты по содержанию электростанций, в распоряжении собственника остается так называемый spark-spread — остаток прибыли, который можно использовать на реновацию и модернизацию, источник окупаемости инвестиций. Чтобы окупить новую электростанцию с удельной стоимостью строительства 1100 долл./кВт за 15 лет, достаточно уровня spark-spread примерно в 20 долларов (600 рублей) на МВт•ч.

Если бы рост цен на газ остался неизменным, уже к 2017 — 2019 годам в первой ценовой зоне страны (см. карту ценовых зон энергорынка. — Ред.) сформировался бы уровень spark-spread, позволяющий вводить новую эффективную генерацию без дополнительной нагрузки на конечного потребителя. Это в свою очередь стало бы мощным долгосрочным драйвером движения цены на рынке электроэнергии вниз — за счет коренного изменения технологического уклада производства электрической энергии, перехода с устаревшего паросилового цикла с КПД до 40% на современный парогазовый с КПД до 60%.

Дорогие сети

— Какие проблемы передачи электроэнергии по сетям актуальны для игроков рынка?

— Ускоренный рост платы за передачу электроэнергии для промышленности в последние годы привел к тому, что Россия перегнала по этому показателю такую страну, как Финляндия, и вплотную приблизилась к Германии. В тарифах для промышленных потребителей сетевая составляющая у нас 46%, и она продолжает расти, доля генерации — 54%. В Европе и США доля составляющей платы за передачу электроэнергии — от 25 до 35% максимум. В 2014 года мы обгоним Великобританию по абсолютному размеру платы за передачу и сравняемся с Италией, выйдя в лидеры среди стран G20.

Такой высокий тариф на услуги по передаче посылает совершенно определенные сигналы российской электроэнергетике, а именно — ведет к масштабному строительству промышленными потребителями собственных генерирующих мощностей. Действительно, такие потребители обычно имеют всю необходимую инфраструктуру для строительства локального энергоисточника, более того, могут полезно использовать такие его свойства, как комбинированное производство электрической и тепловой энергии, а также холода для кондиционирования помещений и технологического процесса. Несмотря на относительно низкий КПД локальных энергоустановок и более высокие удельные капитальные и операционные затраты, их собственники выигрывают в конкуренции с крупными ПГУ-ТЭЦ за счет того, что уходят от оплаты высоких тарифов за услуги по передаче электроэнергии.

Однако при этом сами электросети остаются. И мы видим тот же результат, что и в системах теплоснабжения: затраты на необходимую для надежности энергоснабжения узла, но неиспользуемую сеть перекладываются на остающихся в централизованной системе потребителей, еще более увеличивая их расходы и стимулы для ухода на локальные источники. Это серьезная угроза системе. У нас цены на электроэнергию для промышленности уже выше, чем в США. По оценкам экспертов, сейчас в среднем по России тариф 2,24 руб./кВт•ч, в США — 2,12 руб./кВт•ч, при этом сетевая составляющая в США — 25%, у нас — 46%. Это непозволительно высокая доля платы за передачу.

— Какова, на ваш взгляд, причина высоких сетевых тарифов? Что с этим делать?

— Основная причина — недостаточный контроль за инвестпрограммами, расходами сетевых компаний, перечнем строек. Фактически сейчас ни генераторы, ни потребители не имеют организованной площадки для обсуждения и согласования ключевых финансово-экономических показателей деятельности ОАО «Российские сети» и входящих в его состав подразделений. Такие параметры организации, консолидирующей практически 50% от всей выручки за электроэнергию в стране, должны обсуждаться максимально прозрачно в целях учета мнения широкой аудитории.

Одной из оптимальных площадок для согласования инвестиционной программы ОАО «Российские сети» является Наблюдательный совет НП «Совет рынка». Он объединяет потребителей электроэнергии, представителей гарантирующих поставщиков, тепловой, атомной и гидрогенерации, а также коммерческой и технологической инфраструктуры рынка, ключевых федеральных ведомств (Минэнерго, ФСТ России, ФАС России), иных представителей государства. В приоритетные направления работы «Совета рынка» на 2013 — 2014 годы общим собранием были включены соответствующие положения.

— Тюменская область с пуском новых эффективных электростанций становится все более энергоизбыточной, из-за недостаточного развития сетевой инфраструктуры электроэнергия на территории «заперта». Свердловскую и Челябинскую области, возможно, когда завершится строительство энергообъектов, ожидает то же. Куда дальше двигаться?

— Не надо забывать, что объединенная энергосистема Урала имеет хорошие электрические связи (возможности для перетока электроэнергии. — Ред.) с ОЭС Волги, которая в свою очередь связана с ОЭС Центра. К тому же именно в ОЭС Урала производят электроэнергию, используя самое дешевое в первой ценовой зоне топливо — газ с близлежащих тюменских месторождений и уголь из находящихся на относительно небольшом расстоянии месторождений Казахстана и Сибири. Поэтому избыточность энергосистем ОЭС Урала самостоятельной проблемой не является. Относительно дешевая электроэнергия в этих системах приводит к сдерживанию роста цен, дает возможность развиваться региону. Экономически целесообразно производить дешевую электроэнергию на Урале и отдавать ее центральной России. Это учитывают стратегии энергокомпаний.

Вопрос лишь в том, будет ли достаточно пропускной способности электрической сети для передачи этой дешевой электроэнергии на Запад в целях снижения тарифной нагрузки для потребителей. Пока мы видим полное понимание важности развития магистральной электрической сети со стороны Системного оператора и Россетей, что позволяет рассчитывать на устранение серьезных проблем, связанных с запиранием дешевых мощностей в среднесрочной перспективе.

— Последний вопрос: какова реакция игроков традиционной энергетики на старт развитию «зеленой»? Что она изменит на рынке?  

— Важно достичь баланса интересов. Нужна ли России собственная «зеленая энергетика»? Конечно, да, за нею, безусловно, будущее. Уже сейчас в мире удельная стоимость строительства ветряной и солнечной электростанции на 1 кВт установленной мощности опустилась ниже стоимости строительства атомной электростанции.

Нужно ли нашей стране делать свою энергетику полностью «зеленой», идя по пути ряда европейских стран? Наверное, нет с учетом богатства природных ископаемых в России и тех сложностей, которые связаны со строительством полностью «зеленых» энергосистем на данном этапе технологического прогресса.

С нашей точки зрения, выбор в целом верен. В стране на горизонте до 2020 года будет введено около 6 ГВт генерирующих мощностей на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ; это менее 5% от общего объема установленной в стране электрической мощности), преимущественно на оборудовании отечественного производства. Конкурсная процедура отбора проектов ВИЭ должна обеспечить прозрачную конкуренцию, а механизм гарантирования инвестиций по типу зарекомендовавших себя договоров о предоставлении мощности на оптовом рынке — возврат инвестиций. Основная проблема заключается в малом количестве российских производителей оборудования для ВИЭ и, следовательно, ограниченной конкуренции на этом поле. Но мы полагаем, что в ближайшее время количество таких производителей увеличится.