Первый заместитель главы «Газпром энергохолдинга» Павел Шацкий рассказал “Ъ” о перспективах угольной генерации в России.
Фото: Дмитрий Духанин, Коммерсантъ / купить фото
— Ситуация с ценами на уголь в РФ много лет одна и та же: они растут вслед за мировыми, но почти не падают при ухудшении конъюнктуры. А ТЭС на угле в европейской части РФ давно проигрывают конкуренцию газовым. Почему вы сейчас лоббируете для них надбавку на энергорынке?
— Да, вы правы насчет тенденции. Угольная генерация начинает проигрывать, но вопрос мы, и не только мы, подняли не сейчас, и делали это. Впервые обращения по этой проблеме появились в 2014–2015 годах — как от ГЭХ, так и от ряда губернаторов угледобывающих регионов. Это связано с тем, что в 2014 году практически все угольные ТЭС европейской части РФ стали переходить в зону гарантированного убытка. Тогда же прошел ряд совещаний, но, к сожалению, проблему решить не удалось. С тех пор ситуация только ухудшилась. После проведения конкурентного отбора мощности (КОМ) на 2020–2021 годы мы увидели, что угольная генерация с 2014 года будет находиться в зоне стабильного убытка шесть-семь лет, что и побудило нас поднять эту проблему повторно.
В этом вопросе цены на уголь являются вершиной айсберга. Рост его стоимости привел к тому, что топливная составляющая на разного типа электростанциях сейчас выше цены РСВ (рынок на сутки вперед, основной сектор оптового энергорынка.— “Ъ”) на 6–15%. Из-за этого коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) угольных блоков сократился примерно на треть, а сами блоки включают в работу, только если это необходимо для энергосистемы. Это хоть как-то позволяет нам управлять финансовым результатом: снижение загрузки позволяет сократить убытки в части переменных (топливных) издержек.
Ситуация с постоянными издержками уже неуправляема — они не зависят от загрузки, и мы вынуждены их нести круглый год для того, чтобы готовить к зиме, осуществлять ремонт, реконструкцию и т. п. Проблема в том, что в первой ценовой зоне (оптового энергорынка, европейская часть РФ и Урал.— “Ъ”) цена формируется преимущественно газовыми ТЭС. Во второй ценовой зоне (Сибирь.— “Ъ”) — угольными, так как на электростанциях в Сибири газ есть только в западной части, в процентном отношении это просто мизер. И не секрет, что постоянные издержки на угольных ТЭС на 50–60% выше, чем на газовых. Это подтверждается тем, что регулируемые цены на мощность, которые утверждает ФАС, или эталонный OPEX, который определяет «Совет рынка», для угольных и газовых станций отличается на 50–60%. Эта зависимость очень четкая, связана она с различиями в циклах подготовки, хранения, приготовления, подачи топлива, удаления золоматериалов и т. д. В условиях такого дисбаланса угольная генерация европейской части РФ, работающая по ценам газовой (получая плату на КОМ на 60% ниже станций Сибири), явно проигрывает. Поэтому одними ценами на уголь ситуация не ограничивается. И это даже не самая большая проблема.
— Насколько снизится выручка угольной генерации, по вашим оценкам, в перспективе?
— По трем станциям у нас суммарный убыток составляет 1,8 млрд руб. Эта цифра сформировалась в 2016 году, и я не вижу оснований того, что она может сократиться в перспективе. Как видно из отчетности по МСФО за 2016 и 2015 годы, финансовый результат Новочеркасской ГРЭС — минус 880 млн руб., годом ранее та же ГРЭС — минус 730 млн руб. Рязанская ГРЭС — минус 160 млн руб. в 2015 году и положительный результат в 2016 году только из-за того, что там был введен второй блок на 330 МВт по программе договоров поставки мощности (ДПМ, получают повышенные выплаты от энергорынка для возврата инвестиций.— “Ъ”). По нему пошли платежи, которые значительно увеличили денежный поток. Такая же ситуация с Череповецкой ГРЭС.
Эти данные не включают затраты консолидированного исполнительного аппарата, они ложатся отдельно, суммарно с ними будет где-то до 2 млрд руб. по итогам 2016 года. Цена КОМ до 2020 года известна на всем горизонте времени, еще есть инфляция. Безусловно, тактика управления издержками у нас присутствует, но она имеет определенные пределы. При росте затрат убыток будет только возрастать. Можно взять 1,8 млрд руб., умножить на четыре года вперед и получим примерную величину консолидированного убытка по этой составляющей.
— Какая дополнительная нагрузка ляжет на потребителей от введения надбавки?
— Цена вопроса на примере Череповецкой ГРЭС на 630 МВт — 700 млн руб. в год. Это то самое доведение до цены второй ценовой зоны. Если мы будем говорить о строительстве такой угольной мощности по ДПМ, она будет стоить около 7 млрд руб. в год и более. То есть цена вопроса очевидна.
— Ваше предложение по надбавке для угольных станций в первой ценовой зоне не поддержали. Что будете делать?
— Нас радует, что ситуация кардинально изменилась в профильном Минэнерго. В 2015 году наличие этой проблемы в общем не признавалось. Сейчас уже не так. В докладе Российского энергетического агентства за 2016 год говорится, что угольная генерация стала неконкурентоспособной по отношению к газовой. Там даны цифры, на мой взгляд, даже немножко катастрофические по соотношению цен газ/уголь, но тем не менее проблема там обозначена верно. Это спровоцировало несколько совещаний на уровне замминистра и министра, и в принципе наши предложения по угольной генерации были приняты. Министр (Александр Новак.— “Ъ”) подготовил предложение и записку о необходимости привести в равное положение угольную генерацию первой и второй ценовых зон. На уровне поручения премьера они были направлены в ведомства для доработки.
Сейчас не все соглашаются с этим предложениями, я знаю, что «Совет рынка» написал письмо о том, что он против. Это абсолютно предсказуемо и понятно, поскольку «Совет рынка» — это некоммерческое партнерство, основанное на попытке найти баланс интересов между потребителями и генераторами. Для них любое вмешательство в модель, как в воспитание своего дитяти, неприемлемо, опасно и непонятно к чему приведет. Поэтому здесь за мантры рыночности очень легко спрятаться. Я другого от «Совета рынка» и не ожидал, но надеемся, что инициативу поддержит Минэкономики, потому что речь идет не только о поддержке угольной генерации, но и о поддержке целого кластера, состоящего из угледобывающей и транспортной отраслей.
— Вы имеете в виду, что от проблем с угольной генерацией проиграют не только энергетики?
— Мультипликативный эффект от убытия такого рода генерации будет достаточно большим: снизится объем перевозок, объем добычи, потребность в горнодобывающем оборудовании, ухудшится экспортный потенциал. Например, в Ростовском угольном бассейне мы берем больше 60% от всего антрацитового штыба, на который переносятся достаточно большие косты в целом по угледобыче, что, в свою очередь, формирует привлекательную цену для экспорта. Если не будет сбыта антрацитового штыба, не будет возможности переносить затраты на обогащение, на добычу частично на внутренний рынок. Значит, фактически предложение на внешний рынок изменится, что однозначно отразится на экономике предприятий. В конечном итоге, закрыв действующие угольные ТЭС, мы через три—пять лет придем к необходимости строительства новых, но нагрузка на потребителей изменится в десятки раз.
А если продолжать разговор про рыночность и защищать незыблемость существующей модели, надо быть на 100% убежденными в том, что она настолько выверена, что позволяет сохранить преимущества многополярной энергосистемы, построенной еще нашими дедами и отцами. В свою очередь, разрушение такого баланса может привести к снижению возможности межтопливного маневра в условиях климатических, техногенных, прочих вызовов.
— Вы не согласны с тем, что ваши предложения подрывают идеологию конкурентного рынка в энергетике?
— Нет, конечно. У нас такое множество отступлений и элементов надстроек на модель, которые залатывают те или иные дырки... А эти дырки возникают только из-за того, что любая модель несовершенна.
Например, мы перешли на четырехлетний КОМ, само по себе это благо. Все генераторы стоя аплодировали, так как мы получили горизонт для планирования затрат. Но для угольной генерации это оказалось злой шуткой: мы на четыре года вперед спрогнозировали убытки. Рыночно ли это? Я сомневаюсь.
В принципе ситуация с рынком первой и второй ценовых зон различна. В первой ценовой зоне я бы сравнил рынок с концепцией магазинов fix-price, то есть вы по 49 руб. можете купить 200–300 типов товара и ни в чем себе не отказывать, причем цена не меняется годами. Здесь абсолютно то же самое — цена едина и почти неизменна. Многие узкие места модели были залатаны разного рода надбавками и т. п. Проблема угольных станций первой ценовой зоны, очевидная еще с 2014 года, так и не решена. Мы согласны ждать (что мы и делаем), фактически направляя на субсидирование те средства, которые имеем от выручки по ДПМ. Но в 2018 году первый такой инвестконтракт фактически прекращает действовать, за ним следующий, и возможности по субсидированию сокращаются. А мы надеемся на модель «ДПМ-штрих». Надо средства направлять на модернизацию, а не для покрытия убытков в неограниченном горизонте времени.
Вообще удивительно, что есть стремление за сотни миллиардов рублей довести долю ВИЭ в балансе до десятых долей процента, в то время как, являясь одной из крупнейших угледобывающих стран мира, теряем угольную генерацию по 2–4 п. п. за несколько лет. Это, кстати, хороший вопрос к «Совету рынка» — к тезису о нерыночности наших предложений.
— Вы сказали, что правительством было принято решение уравновесить положение угольной и газовой генерации. Какие были конкретные предложения?
— В обращении министра энергетики есть несколько конкретных предложений. Первое — установление цены для угольной генерации первой ценовой зоны на уровне второй. И здесь речь идет не о надбавке, как, допустим, для АЭС. Речь идет о том, что если мы понимаем, что во второй ценовой зоне цена сформирована угольными станциями, и мы хотим сохранить их в первой зоне, то вот индикатор, который должен применяться к их оплате. Положение угольных ТЭС в первой ценовой зоне хуже, и затраты там выше, чем во второй, потому что, как правило, в Сибири мы имеем уголь и жидкое топливо как аварийное или резервное, а у нас на ГРЭС три вида топлива: жидкое, газ и уголь. Получается, что мы содержим три типа инфраструктуры для обеспечения безопасности этих объектов. По Рязанской ГРЭС у нас транспортные издержки составляют до 75%, такого нет ни у одной компании второй ценовой зоны. Но в принципе это самый простой способ, чтобы не выдумывать надбавку, методику ее расчета. Просто берем индикатор и применяем его. Этот вариант уравнивает угольные ТЭС двух зон и является предпочтительным.
Есть и другой вариант: не вводить новый механизм, а использовать существующий — «вынужденные» генераторы по электрике и по теплу. Ряд станций, в том числе Новочеркасская ГРЭС, не может быть выведен по соображениям надежности. При запрете на их вывод и отмене существующих ограничений на установление цены вынужденных генераторов (не выше цены КОМ или цены вынужденного режима предыдущего периода) проблема частично решается. Таким станциям будет присвоен статус вынужденного режима, и установлен экономически обоснованный тариф, покрывающий постоянные издержки.
Этот вариант, к сожалению, не решает всех проблем. Но если такие решения будут иметь долгосрочный характер (не менее пяти—семи лет), он сглаживает наиболее критичные углы.
— Второе предложение?
— Второе предложение касается рынка электроэнергии. Здесь несколько инициатив. В частности, все-таки попытаться получить ту скидку на перевозки, которую ОАО РЖД имеет право давать. Такие скидки предоставлялись, к сожалению, не на поддержку перевозок топлива на ТЭС. И еще одна из проблем, которая есть,— это подвижной состав, даже не затраты на перевозку, а именно возможность получения вагонов на конкурентной основе. Мы столкнулись и каждый год сталкиваемся с дефицитом вагонов. Эта составляющая не подлежит регулированию, поскольку там есть некое условное «рыночное ценообразование», которое приводит к значительному перекосу и борьбе потребителей за этот парк. Необходимо либо выделение дополнительного парка, либо квоты на перевозки, хотя бы на период подготовки к зиме. И, наверное, не лишнее — установить хотя бы уровень предельного роста цены для перевозок. Комплекс этих мер позволит как на рынке переменных услуг, так и на рынке постоянных услуг угольную генерацию каким-то образом поддержать.
— Вы пытались вести переговоры с ОАО РЖД о скидках? Например, через «Совет производителей энергии» (СПЭ)?
— Действительно, проблема не только у нас, у всех генкомпаний. Как правило, перевозки осуществляются на плече поставщиков, так проще управлять затратами. Я знаю, что поставщики тоже обращались, но решение было отрицательное. Оно и понятно, ОАО РЖД защищает свой внутренний рынок. Чтобы вопрос решался, надо подходить к нему комплексно, представителей железной дороги надо убедить в том, что под риском находится около 7–8 млн тонн перевозок, которые они сейчас имеют гарантированно в этой зоне.
— А чем грозит энергорынку вывод угольных мощностей в европейской части страны? В первой ценовой зоне сейчас заметный избыток мощности...
— Сейчас в первой ценовой зоне избыток мощности уже не 20 ГВт, а 11 ГВт. Потребители говорят, что есть десять лет, чтобы подождать, а когда придет время, мы будем принимать инвестрешение. Но этих десяти лет нет. Почти 10 ГВт избытка съедено за два-три года, при этом любой инвестиционный цикл — и в энергетике, и в угольной отрасли, и в тех отраслях, которые потребители представляют,— составляет не менее трех-четырех лет. Сейчас как раз то время, когда надо принимать инвестрешения для того, чтобы в 2022–2023 годах появились электростанции, которые заменят угольные, если они не нужны.
Возвращаясь к теме модернизации, следует учесть, что при модернизации мощности, например, 10 ГВт на горизонте пяти—семи лет, потребуется ее временный вывод. Срок модернизации — два—четыре года на агрегат, и даже если мы распределим вводы равномерно в эти семь лет — единовременно в системе выбывает не менее 4–6 ГВт. В условиях избытка 11 ГВт в настоящее время это возможно. Если вопрос отложить — уже крайне проблематично. Проблему надо решать итерационно и плавно, чтобы оказать мультипликативный эффект на экономику в целом. Поэтому мне кажется, что и потребители не заинтересованы в том, чтобы дойти до рубежа 2021 года и посмотреть с обрыва вниз, а что там дальше.
— Каковы ваши финальные планы по выводам? Ранее ГЭХ уже получал отказ на вывод части убыточных мощностей.
— По большому счету мы завершили период агрессивных выводов. Мы выводили только то оборудование, по которому либо возникли замещающие мощности (возьмем Серовскую ГРЭС — там наработка была за 400 тыс. часов, и продление работы газоугольного оборудования было физически невозможно). Из этого оборудования можно было оставить только главный корпус — все остальное нужно было демонтировать и строить новое. Собственно, так и сделали — построили замещающий блок, там есть возможность разместить второй, если это будет необходимо, и постепенно к 2019 году выведем всю старую станцию. С Троицкой ГРЭС примерно такая же ситуация. Сейчас решается вопрос теплофикации Троицка и поселка Энергетик, там есть замещающая мощность — 660 МВт. До 2020 года там остается восьмой энергоблок на 480 МВт, поэтапно он выработает ресурс.
Поэтому все наши выводы либо замещены вводами, либо произведены в тех узлах, где эта мощность не нужна. Мы не ставили цель выводить, чтобы избавиться от проблемной генерации.
И думаю, что вопрос Новочеркасской ГРЭС, к которому вы, наверное, подводите, тоже не закрыт. Мы подали ценовую заявку, которая показывала тот индекс, который необходим для этой мощности. Мы понимаем, что существует механизм присвоения статуса вынужденных генераторов (дорогие, но необходимые для энергосистемы мощности, получающие спецтариф.— “Ъ”), и в существующем виде он позволяет получить цену, которая будет даже ниже цены КОМ в 2021 году. Мы надеемся, что на базе наших предложений будут приняты изменения к этой модели и цена для вынужденных генераторов такого типа будет более приближена к реальным затратам, что позволит сохранить актив. Планов по выводу Новочеркасской ГРЭС вплоть до 2023 года у нас нет.
Мы подавали заявку на вывод Ставропольской ГРЭС, но получили запрет. Это было сделано, чтобы понять востребованность станции. Теперь очевидно, что она нужна, и сейчас мы смотрим план по ее реновации, потому что в перспективе в текущем виде эксплуатировать ее длительное время будет невозможно. По Псковской ГРЭС мы получили согласие на вывод, но в 2021 год все же вошли в КОМ, потому что так и не закрыли диалог с местными властями по строительству замещающего теплоисточника.
— Какова доля угольной генерации в энергобалансе первой ценовой зоны и как она снизится после планируемых ГЭХ выводов?
— Доля угольной генерации, если смотреть в разрезе мощности, в первой ценовой зоне в 2010 году была 12,5%, сейчас и до 2020 года будет 9–9,5% (если будут завершены те выводы, которые запланированы, сюда не включена Новочеркасская ГРЭС). К 2023 году есть тенденция по снижению этой цифры до 7%. Доля выработки — с учетом того, что КИУМ на угольных станциях упал еще более значительно, что отражено в поставках угля. Потребление угля в 2008 году было 45,5 млн тонн в первой ценовой зоне, а в прошлом году зафиксировано уже 33 млн тонн, то есть на 25% снижение.
— Вы планируете угольные блоки переводить на газ?
— На Новочеркасской ГРЭС после технической подготовки все энергоблоки (кроме нового, работающего только на угле по технологии циркулирующего кипящего слоя) имеют возможность работать на газе. Если говорить об одномоментном переходе, то мы уже сейчас можем четыре энергоблока перевести полностью на газ, два могут работать в режиме газ—уголь с «подсветкой» газом на 25%. Ранее мы смотрели на вариант увеличения пропускной способности газопровода, но сейчас по маржинальности, если отбросить политику с поддержкой угольной отрасли, даже при текущих ценах на уголь и ценах РСВ, убытка при работе на угле меньше, чем при работе на газе.
— Почему?
— Из-за паритета цен газ/уголь в пересчете на топливо. Мы считаем, что у нас между ними где-то примерно 3–4%, даже больше сейчас — до 9% по ряду активов.
— А по другим станциям?
— На Череповецкой ГРЭС выгодно работать на угле, но там есть проблемы с поставками. Во втором квартале мы от возможных 70–80% использовали до 10% угля — просто «Интауголь» не был готов отгружать. На Рязанской ГРЭС есть угольная и газовая части, они невзаимозаменяемые, там вопрос не стоит, на чем работать.
— Ранее ваша ОГК-2 закупала уголь в Донбассе для Новочеркасской ГРЭС, кто сейчас поставщик? Источники “Ъ” на рынке регулярно утверждают, что на ГРЭС и сейчас через мелких трейдеров может попадать уголь из ДНР/ЛНР, требуете ли вы от поставщиков данных о происхождении угля?
— У нас четыре крупных поставщика, два из них — крупные региональные компании, два — перепродавцы, которые имеют свои фабрики по обогащению. Все отгрузочные документы у нас от российских производителей, с территории РФ, и, как правило, это уголь, который прошел процедуру обогащения для выделения фракции, которая идет на экспорт. Происхождение этого угля с конкретных шахт нам неизвестно.
— То есть вы не требуете подтверждения самой добычи на территории РФ?
— Мы требуем происхождения угля. Происхождение всегда с российских предприятий по обогащению, и там есть сертификаты российских фабрик.