"Визуально генерации немало, но это самообман"

01.11.2017, 06:00, Коммерсантъ

Глава СГК Михаил Кузнецов об энергодефиците, погоде и иллюзиях. В этом году в российской энергетике резко обострилась дискуссия о том, насколько нужны инвестиции в традиционную генерацию и стоит ли по-прежнему перекладывать их возврат на потребителей. Об угрозе дефицита энергомощности в Сибири, эффективности вложений в теплоснабжение городов и возможных новых сделках "Ъ" рассказал глава Сибирской генерирующей компании (СГК) Михаил Кузнецов.

- Отрасль все громче спорит, будет ли энергодефицит в Сибири, нужно ли строить новые станции. Вы как думаете? И что наиболее эффективно будет стимулировать развитие генерации - новые ДПМ (договоры на поставку мощности с гарантией возврата инвестиций) или повышение цены старой мощности (цена конкурентного отбора - КОМ)?

- Наилучший вариант в том, чтобы цена КОМ дала возможность компаниям самостоятельно планировать новое строительство. Это было бы идеально, но, к сожалению, не очень реально. Что касается новых ДПМ, относиться к ним нужно осторожно, поскольку бездумное планирование инвестиций ради инвестиций может привести только к тому, что потребитель заплатит больше, энергетики получат меньше, а разница пойдет банкам, которые также привлекают кредиты небесплатно. Мне трудно говорить о первой ценовой зоне энергорынка (европейская часть России и Урал. - " Ъ"), но там, видимо, избыток мощности будет сохраняться еще долго. А вот во второй зоне (Сибирь. - "Ъ") - не все так однозначно.

- То есть энергодефицит в Сибири реален?

- Случаются дни, когда реальный резерв мощности меньше 1 ГВт, а то и вовсе несколько сотен мегаватт. Можно ли это считать резервом? Во-вторых, нет оснований сомневаться в прогнозах потребления - строительство алюминиевых заводов идет полным ходом и будет завершено, глупо их не достраивать, раз уж начали. Запланированный рост по экономике в целом тоже не выглядит несбыточной мечтой. И к 2022 году, а может, и пораньше, к 2020 году, мы в Сибири вполне можем получить ощутимый дефицит энергомощности.

Конечно, всегда есть соблазн убаюкать себя иллюзиями - поверить, что есть очень много факторов, которые дефицита не допустят. И в очередной раз уповать на русский авось! Да, этих авось достаточно много: авось не будет маловодного года, авось Казахстан поведет себя корректно, авось никто из крупных генераторов не выйдет из строя в самый неподходящий момент - может, как-то проскочим.

Но я уверен, что этой зимой будет очень много холодных дней, а маловодность рек уже очевидна. И что мы увидим: визуально генерации немало, но это самообман. Секрет в том, что смотреть нужно на тех, кто реально может работать. И тогда вы увидите, что загружена почти вся свободная мощность, а есть дни, когда всего лишь 500-600 МВт остаются незагруженными. Вот это и есть действительный доступный резерв.

- Вы имеете в виду нормальную, неэкстремальную ситуацию?

- Мы это наблюдаем регулярно. Например, изучите ситуацию 23-27 января 2016 года, и все станет достаточно очевидно. Если вы посмотрите на баланс установленной мощности и потребления, то увидите как будто большой резерв.

Безусловно, я сейчас вступил в сферу, о которой более профессионально могут рассуждать коллеги из "Системного оператора" (СО), ведающие балансом, - они знают больше. Но и мы со своей стороны тоже можем на что-то обратить внимание. Например, алгоритмы, используемые СО, дают результат, с которым сложно согласиться. Первое. Гидрогенерация у нас учитывается по тому, как она проработает восемь часов. Даже не в маловодный год, если посмотреть на декабрь-январь (а это самые сложные месяцы для ГЭС), вы увидите, что она вырабатывает гигаватта на четыре меньше, чем расчетная величина КОМ. А если год к тому же маловодный, то эта цифра может быть еще меньше.

- Но есть еще и возможность закрыть сибирский дефицит поставками с Урала...

- Да, у нас физически возможен пере ток до 2 ГВт из европейской части России, и, случись дефицит мощности, Европа должна помочь. Но по нашей территории идет только 300 МВт, а все остальное - по Казахстану. Казахстан, никого не хочу обижать, не отличается большой пунктуальностью при планировании спроса - предложения и неизвестно, как себя поведет. Случится, например, минус 30 градусов - и если у них все будет хорошо, быть может, и мы проскочим. А если у них не все хорошо, то они загрузят свои линии в первую очередь, своя-то рубашка ближе к телу. И тогда Европа не сможет выдать ожидаемые 2 ГВт. Конечно, в этот момент можно - и придется - поднять гидрогенерацию: она некоторое время простоит, выдаст обещанные 3-4 ГВт - и, может быть, за это время казахи у себя ситуацию урегулируют... Вот такая цепочка выстраивается.

И еще одно. У нас есть генерация, которая подает высокие ценовые заявки. Например, на нашей Новокузнецкой ГТЭС - 300 МВт. Но станция предназначена для парирования неожиданных провалов или скачков потребления, поэтому за такую техническую исключительность приходится платить. В буквальном смысле платить себестоимостью производства: она очень высока. Если ГТЭС будет вынуждена проходить стандартный путь отбора ВСВГО (технический этап отбора генерации, предшествующий КОМ. - "Ъ"), а это неизбежно случится в дни дефицита мощности, то мы получим цену в Сибири 2 тыс. руб. (за 1 кМт-ч, цена оптового рынка. - " Ъ") - я боюсь, это мало кому понравится. У нас то вопросов не будет, но мы честно предупреждаем о последствиях дефицита.

И, наконец, не стоит сбрасывать со счетов еще один фактор - сетевую конфигурацию. Нужно понимать, что если потребность, как в Сибири в холодные дни, составляет 30 ГВт, то это значит, что должно быть обязательно включено 32-33 ГВт или даже 35 ГВт. Сама сеть - это живое существо, и резервирование тютелька в тютельку нельзя подгонять, нужно иметь возможность реагировать на вероятные отклонения. Все это я говорю, чтобы показать, что простая арифметика иногда вводит в заблуждение: кажется, что у вас 28% резерва, а на самом деле всего 6-8%. А если заработает алюминиевый завод и потребление вырастет на 1 ГВт, то 6-8% как корова языком слижет.

- То есть вы полагаете, что новая генерация все-таки нужна?

- Мы видим, что принятый сегодня порядок вычисления потребности в генерации не вполне корректен, и я считаю, что строительство в Сибири еще какого-то количества мощностей станет страховкой от возможных проблем. И речь не идет о десятках гигаватт и даже не о нескольких гигаваттах. Наши расчеты говорят, что 1 ГВт было бы более чем достаточно. Кроме того, в своих городах присутствия мы видим потребность увеличения тепловой генерации, эти два процесса могли бы пойти параллельно. Построив новые ТЭЦ или расширив существующие, мы смогли бы решить две задачи - обеспечение дешевого тепла и резервирование мощности. Для нашей компании это 200 МВт на Барнаульской ТЭЦ-3, 200 МВт на Красноярской ТЭЦ-3, возможно, в Новокузнецке 200 МВт - в общей сложности 600- 700 МВт, в любом случае меньше 1 ГВт. Это не очень масштабное, но необходимое строительство, отвечающее, по моему мнению, тем задачам, которые стоят перед энергетикой в Сибири.

- Строительство должно финансироваться за счет повышенных платежей за мощность, не выходящих за пределы текущих ДПМ?

По какой схеме?

- По той же самой. Есть платеж за мощность. В Сибири он еще года три будет расти чуть выше инфляции - за счет так называемого четырехлетнего горбика (пик платежей за новые станции. - " Ъ"), а потом, начиная с 2021 года, пойдет на спад. Если сделать новый ДПМ, платеж за мощность для потребителя будет расти в любом случае ниже инфляции. Такое строительство нужно наметить к 2022-2023 году. За пять лет можно качественно, не спеша, построить запланированные блоки и станции.

- Есть ли в Сибири дефицит по теплу?

- По большому счету тепла хватает, но здесь тоже есть нюансы. Когенерация всегда эффективнее, чем раздельная выработка тепла и электроэнергии, поэтому намного выгоднее производить тепло на ТЭЦ. А мы видим, что у нас в ряде случаев водогрейная часть, которая предназначена в общем-то для пиков потребления, потихоньку забирается в базу, а пики мы закрываем уже неприлично дорогими электрокотельными. Строительство ТЭЦ позволило бы вырабатывать больше тепла в когенерационном цикле, что более правильно с точки зрения экономики страны.

Сегодня модель рынка тепла не вполне адекватно отражает реальную эффективность ТЭЦ, и, например, если посчитать формально, то будет казаться, что они уступают конденсационным станциям по эффективности. Но это формально. Потому что в любого энергетика с первого курса вбивают, что ТЭЦ - куда более интересный по эффективности объект, чем любая ГРЭС, что на самом деле очень правильно.

Увы, но регуляторика сегодня искусственно загоняет эти станции в гетто полуубыточности, а вообще говоря, если есть потребность в тепле, строить их нужно. Но если причуды регуляторики сейчас не позволяют этого делать, значит, давайте поддерживать их такими эксклюзивными инструментами прямого действия, как ДПМ. - А метод альтернативной котельной, когда тариф ТЭЦ рассчитывается от потолка, равного стоимости тепла с новой котельной?

- Она немного про другое - про систему теплоснабжения в целом, а не про отдельные электростанции.

- В какой-то степени альтернативная котельная позволяет повысить рентабельность ТЭЦ.

- Если бы КОМ был нормальным, то строительство новых станций было бы выгодно. Но, поскольку КОМ у нас регуляторный, то поступления от него не покрывают затрат - с учетом того, что у нас в стране высокая стоимость капитала. Альтернативная котельная же немножко о другом: допустим, в городе сложилась некая система теплоснабжения - с текущими трубами, полузагруженными котельными, неэффективными источниками тепла, и мы видим, что, если сократить избытки, она станет эффективнее. Для этого, скажем, нужно вложить 8 млрд руб., и мы после этого начнем зарабатывать 800 млн руб. в год. В течение девяти-десяти лет мы вернем вложенные деньги с учетом процентов по кредиту.

Но регулирование таково, что, как только я эти 8 млрд руб. вложу и заработаю 800 млн руб., эти 800 млн руб. у меня изымут, и я не смогу вернуть вложенное. Так устроена регуляторика тарифов по методу "затраты плюс". Чтобы этого избежать, мы просим гарантировать нам на 20 лет тариф, пусть он растет с незначительным опережением инфляции, нам больше не надо: мы рассчитаем модель, привлечем кредит, модернизируем теплоснабжение, заработаем денег... У вас будет прибыльное тепловое хозяйство, а у нас будут деньги, мы и налоги уплатим, и людей будем содержать, выплачивая им не символическую, а достойную зарплату.

- Местные власти готовы к приходу СГК как инвестора на таких условиях?

- Сегодня система теплоснабжения для многих губернаторов и глав городов - это большая головная боль, и присутствие прибыльного участника, который переживает за свое хозяйство и держится за него, для власти объективно очень выгодно. Чем дальше от Москвы, от областных центров, тем больше проблемных городов. И если в Москве или в Петербурге за право поставлять услуги теплоснабжения могут бороться несколько конкурентов, то в городах помельче такой роскоши вы уже не увидите. А в городах с еще меньшим населением - 100-200 тыс. человек - может обнаружиться совершенно обратная ситуация: глава муниципалитета будет сидеть на приеме у губернатора и вдвоем они будут судорожно думать, что делать, чтобы не заморозить людей.

Понимаете, СГК может прийти туда, где еще не потеряна надежда. Мы приходим туда, где нет государственных денег, где мы все делаем за частные средства. И, если ситуация зашла далеко, как в том же Рубцовске, мы просим повышения тарифа, но в разумных пределах. Но если подождать еще чуть-чуть, когда все развалится и не за что будет зацепиться, то одного тарифа уже не хватит: нужны будут государственные деньги, и смысл привлекать нашу компанию исчезнет. Мы знаем, как оптимизировать системы теплоснабжения, как можно извлечь скрытые возможности и как путем небольших капзатрат осуществлять то, что само государство будет делать очень дорого. Поэтому при наличии альтернативной котельной мы можем в такой проект войти, но если система теплоснабжения деградирует, то в таких случаях доктор уже бессилен. - Какие города вы рассматриваете с точки зрения участия в проектах теплоснабжения?

- Сейчас мы рассматриваем Черногорск в Хакасии (70-80 тыс. человек). Там схожая с Рубцовском ситуация в политическом плане, а технически - совсем другая, но это - один из вариантов, которые мы в ближайшие года два реализуем.

- Собираетесь ли вы что-нибудь покупать?

- Все годы, когда я руковожу этой компанией, мы перманентно находимся минимум в одном переговорном процессе по приобретению того или иного актива. Иногда эти переговоры успешны, иногда нет. Поэтому, когда бы вы у меня ни спросили, есть ли планы, я бы всегда ответил: есть. Такие переговоры и такую работу мы ведем и сейчас. Но конкретных параметров я назвать вам не смогу. Из известных - мы участвуем в объявленном Enel конкурсе на приобретение Рефтинской ГРЭС, но пока просто заявили свое участие. Эта работа в самой начальной стадии, мы пока далеко не продвинулись - просто потому, что она инициирована совсем недавно. - Ценовую заявку вы подали?

- Да. С индикативной ценой. С какой, не могу сказать.

- А какова объективная стоимость этой станции?

- Тем более не скажу. Нам еще предстоит состязаться по цене, и раскрывать информацию было бы неправильно.

Почему мы хотим покупать? Наша компания умеет много вещей, в том числе уникальных. Весь цикл необходимых компетенций есть - теплосетевые, электрические, строительные, торговые и так далее. Одним словом, мы можем управлять объектами электро- и теплоэнергетики достаточно профессионально. Рост количества объектов в управлении не вызовет у нас существенного увеличения аппарата. И мы можем утверждать, что, взяв в управление Рефтинскую ГРЭС, мы сможем сделать ее эффективнее, это не принесет дополнительных затрат.

Но, к сожалению, там весьма слабые синергии по топливу. Станция построена так, что замещение углей произвести достаточно сложно. И самое разумное с энергетической и угольной точек зрения - это сжигать те же экибастузские угли (из Казахстана. - "Ъ"), что и сегодня. В принципе можно найти им замену, но только если по каким-то причинам возникнет острая необходимость. Это соображение довольно крепко привязывает Рефтинскую ГРЭС фактически к одному поставщику, а того, кстати, тоже привязывает к единственному покупателю: едва ли не половину мощностей крупнейшего разреза загружает ГРЭС.

Это всегда не очень хорошая, не очень устойчивая комбинация, потому что, случись форс-мажорная ситуация (неважно по каким причинам), это приведет к значительным экономическим последствиям. Причем как для разреза, так и для самой станции. И здесь наилучшая конфигурация - это частичное совместное владение с поставщиком топлива, чтобы все участники были объективно заинтересованы в стабильном производстве. Есть, конечно, еще и определенный валютный риск, но он предсказуем: в целом - тенге все равно будет ходить за рублем.

- А совместное владение возможно?

- Да, возможно. Если будет такое предложение - будем его обсуждать. Пока это скорее теоретические рассуждения.ЛИЧНОЕ ДЕЛОКУЗНЕЦОВ МИХАИЛ ВАРФОЛОМЕЕВИЧ Родился в 1968 году в Тюмени. Учился в физико-математической школе №16 при МГУ им. М. В. Ломоносова (вместе с Андреем Мельниченко), окончил физический факультет МГУ. В начале 1990-х годов работал в банках "Премьер" и МДМ. В декабре 1995 года был избран депутатом Госдумы второго созыва, являлся зампредом комитета по бюджету, налогам, банкам и финансам. В декабре 1999 года избран в Госдуму третьего созыва. В 2001 году возглавил наблюдательный совет ООО "Мелькомбинат "Псковский"". С 2004 по 2009 год - губернатор Псковской области. В 2013 году стал гендиректором и председателем правления Сибирской генерирующей компании (СГК), принадлежащей Андрею Мельниченко.Мастер спорта международного класса по парашютному спорту, двукратный призер чемпионатов мира. Хобби - охота, история Древнего Рима. Женат, воспитывает двух сыновей и дочь.COMPANY PROFILEООО "СИБИРСКАЯ ГЕНЕРИРУЮЩАЯ КОМПАНИЯ" Производит электроэнергию и тепло в Алтайском и Красноярском краях, Кемеровской области, Хакасии и Туве. Занимает 17-20% рынка тепла и электроэнергии в Сибири. Холдинг включает энергоактивы "Кузбассэнерго" (ТГК-12) и Енисейской ТГК (ТГК-13), выделенных при реформе РАО "ЕЭС России". 99,9% СГК принадлежит кипрской Siberian Energy Investments Ltd Андрея Мельниченко. Установленная мощность ТЭС - 7,87 ГВт по электроэнергии и 15,6 тыс. Гкал-ч по теплу, протяженность теплосетей - 5,7 тыс. км. В 2016 году выработка электроэнергии сократилась на 4,8%, до 35,2 млрд кВт-ч, производство тепла выросло на 10%, до 27,5 млн Гкал. Численность персонала - 20 тыс. человек. Не предоставляет консолидированной финансовой отчетности. Гендиректор и председатель правления ООО СГК - Михаил Кузнецов.Планирование инвестиций ради инвестиций может привести только к тому, что потребитель заплатит больше, энергетики получат меньше, а разница пойдет банкамРегуляторика сегодня искусственно загоняет ТЭЦ в гетто полуубыточности, а вообще говоря, если есть потребность в тепле, строить их нужноРост экономики не выглядит несбыточной мечтой, и к 2022 году, а может, и к 2020 году мы в Сибири вполне можем получить ощутимый дефицит энергомощности.