Новый год и новый рынок

Об итогах работы компании на конкурентном рынке электроэнергии в уходящем году и прогнозах на 2013 год рассказал заместитель генерального директора ОАО «Генерирующая компания» – директор по работе на ОРЭ Владимир Викторович Прытков.

– Владимир Викторович, расскажите, пожалуйста, как вы оцениваете итоги 2012 года с точки зрения работы на ОРЭ и с каким настроением смотрите в будущий?

– Для ОАО «Генерирующая компания» 2012 год выдался нелегким, хотя по факту мы и существенно улучшили плановые ориентиры, но предстоящие последние холодные месяцы уходящего года в связи с сезонным снижением цен обещают быть непростыми. Это связано прежде всего с увеличением предложений теплофикационной генерации на рынке, резким ростом конкуренции и снижением цен.

Принято считать, что цены у нас только растут, и многие делают выводы о несовершенстве конкурентных механизмов и рынка в целом. В абсолютном выражении цены, безусловно, растут. Но надо понимать основную причину роста цен – это рост тарифов на газ, который является основным топливом для электростанций в европейской части страны. Цены на энергию на оптовом рынке электроэнергии также растут, но вот уже несколько лет этот рост цен отстает от темпов роста цен на газ. Судите сами.

В 2011 году по сравнению с 2010-м газ подорожал на 15% – наша цена реализации на свободном рынке (рынке «на сутки вперед») выросла на 7,6%.

В первой половине 2012 года цена на газ осталась на уровне 2011 года – наша цена реализации снизилась на 6,8%.

С 1 июля 2012 года газ дорожает еще на 15% – наша цена реализации за четыре месяца второго полугодия растет на 14,7%.

С 1 июля 2013 года подорожает еще на 15% – но мы также планируем значительно более скромный рост цены на энергию.

Таким образом, мы видим совершенно четкую тенденцию отставания темпов роста цены продажи электроэнергии от соответствующих темпов роста цены на газ. С учетом инфляции мы имеем нулевую либо отрицательную динамику цены на энергию. Причина очевидна – это ужесточение конкуренции. Сейчас рыночная конкуренция – это фактор, реально толкающий цены в свободных секторах вниз.

С регулируемыми тарифами, по которым производители продают энергию, ситуация не менее тяжелая. В настоящее время в регулируемые тарифы не включатся никакие дополнительные затраты: газ учитывается только по регулируемой цене, никакое более дорогое топливо в тариф не включается. Кроме того, при росте цен на газ с 1 июля 2012 года регулируемые тарифы на энергию не были проиндексированы. Соответственно, всю вторую половину года мы продаем энергию по регулируемым ценам себе в убыток. Такой вот своеобразный «входной билет» в отрасль.

– Связано ли ужесточение конкуренции на рынке энергии с вводом новых генерирующих мощностей?

– Да, безусловно, связано. Основной причиной ужесточения конкуренции является в том числе ввод в эксплуатацию большого объема генерирующих мощностей, возводимых в рамках выполнения обязательств по договорам ДПМ генерирующими компаниями – бывшими дочерними компаниями РАО «ЕЭС России».

Другая составляющая наших доходов – плата за мощность до последнего момента фактически регулировалась государством и до 01.07.2012 года также не индексировалась. Весь 2011-й и половину 2012 года мы продавали мощность по ценам 2010 года и только с 01.07.2012 года провели индексацию этих цен на 6,1% – официальный уровень инфляции 2011 года. То есть тот рост цен на электроэнергию для конечного потребителя, который мы сейчас имеем, не связан с ростом доходов традиционной генерации, наоборот, в течение последних двух лет мы наблюдаем ужесточение конкуренции на рынке и снижение реальных цен с учетом инфляции. При этом это касается не только нашей компании, это касается всех генераторов.

– Чего вы ждете от будущего года?

– Что будет разработана новая модель рынка – дело, я так понимаю, практически решенное. Для нас важно, чтобы в нее были заложены механизмы, стимулирующие модернизацию генерирующих мощностей. В настоящее время практически все новое строительство и вся модернизация в Российской Федерации проходят в рамках ДПМ. По ДПМ в энергосистеме России планируется ввод 35,5 ГВт мощности, и это будет самое высокотехнологичное и экономичное генерирующее оборудование, в основном работающее по парогазовому циклу. Кроме того, планируется ввод 15,7 ГВт нового генерирующего оборудования ГЭС и АЭС. Аналогичный объем наиболее старых и выработавших ресурс мощностей будет выведен из эксплуатации. Это огромные цифры, и это далеко не все мощности, а чуть менее 24% всех мощностей Единой энергосистемы (без учета Дальнего Востока и распределенной генерации). Остальные мощности тоже стареют, по ним также подходит к концу парковый ресурс, и они тоже нуждаются в модернизации.

Между тем очевидно, что еще одну программу ДПМ российский потребитель уже не потянет. У нас уже тарифы на электроэнергию для крупных потребителей приближаются к американским, с учетом сланцевой революции и резкого падения цен на газ. Поэтому крайне важно заложить в модель рынка стимулы для модернизации уже имеющихся мощностей, и это будут уже совершенно другие уровни затрат и параметры окупаемости по сравнению с ДПМ. Они должны, во-первых, затрагивать больший объем мощностей, чем программы ДПМ, а во-вторых, использовать рыночные механизмы при выборе объектов инвестиций.

Ну и конечно, решение проблем тепловой генерации невозможно без решения проблем рынка тепла. Значительная часть наших мощностей – это мощности ТЭЦ, продающих как электрическую, так и тепловую энергию. Без решения проблемы справедливого тарифа на тепло, обеспечивающего не только компенсацию затрат на выработку тепловой энергии, но и какую-то справедливую часть прибыли от теплофикации, большинство ТЭЦ всегда будут проигрывать конденсационным станциям на рынке. По разным причинам – за счет наличия сезонных ограничений, за счет меньшего размера средней ТЭЦ, обусловленного тепловой нагрузкой близлежащего региона по сравнению с конденсационной станцией и как следствие больших удельных затрат на 1 кВт·ч энергии и 1 МВт мощности, по другим причинам. Если не сделать этого, мы в долгосрочном периоде потеряем теплофикационную генерацию.

– Что, по-вашему, надо предпринять в компании, чтобы обеспечить конкурентоспособность компании на рынке?

– Я думаю, рецепты здесь старые и проверенные: обеспечить максимальную экономичность и надежность работы генерирующего оборудования (сейчас это реальные деньги), улучшать технико-экономические показатели работы оборудования. И кроме того, держать руку на пульсе проводимых преобразований и максимально в них участвовать.

Наконец, должны быть разработаны эффективные и, что немаловажно, недорогие проектные решения по модернизации действующего генерирующего оборудования.

В настоящее время нами реализуется проект строительства двух ПГУ по 110 МВт на Казанской ТЭЦ-2. Это будет новейшее оборудование, работающее по парогазовому циклу, планируемые сроки возведения объектов – начало 2015 года.

Реализация остальных наших инвестиционных планов, таких как строительство ПГУ на Елабужской ТЭЦ и Заинской ГРЭС, будет полностью зависеть от условий оплаты мощности новых и модернизируемых объектов на рынке. При существующих условиях оплаты энергии и мощности, с учетом стоимости заемных средств, сроки окупаемости строительства новых объектов уходят в бесконечность.