Возрождение «Татэнерго»? Генерирующая компания призывает снять Татарстан с «креста Чубайса»

Астрономический дефицит энергии

— Айрат Яруллович, два года назад руководство «Генерирующей компании» впервые выступило с сенсационным заявлением о необходимости воссоздания «Татэнерго» для консолидации генерирующих, сетевых и сбытовых активов республики. Тогда в качестве основного аргумента приводились неутешительные итоги конкурентного отбора мощности в 2015 году, в результате чего 1,3 гигаватта татарстанской мощности оказались невостребованными, неконкурентоспособными. И вот на недавнем российском форуме «Электроэнергетика-2016» в Калининграде вы вновь высказались за объединение. Что изменилось за это время? Есть ли смысл возвращаться к этой теме?

— На мой взгляд, идея объединения энергоактивов сегодня стала актуальной для Татарстана как никогда. Если два года назад к ней относились с определенной долей скептицизма и даже недоверия, то нынешняя ситуация в татарстанской электроэнергетике заставляет трезво смотреть на будущее отрасли. Судите сами. Из-за низкой конкурентоспособности татарстанской генерации сохраняется нисходящая тенденция выработки энергии: в 2010—2012 годах она еще держалась на уровне 23,7–23,9 млрд кВтч, а с 2013 года началось плавное и стойкое снижение производства электроэнергии. Именно этот год можно считать точкой отсчета спада: тогда было выработано 23 млрд кВтч. В следующем году производство сократилось до 22,1 млрд кВтч, а затем спад только ускорился — 20,9 млрд кВтч в 2015 году, и, по прогнозу, в 2016 году может быть зафиксирован самый низкий уровень производства энергии в 20,5 млрд кВтч. То есть за 5 лет производство сократилось почти на 4 млрд кВтч.

Между тем динамика потребления татарстанских компаний, несмотря на различные колебания в экономике, стабильно растет. Если в 2010 году они потребили 24,9 млрд кВтч, то по итогам 2016 года ожидаемый объем потребления составит 27,3 млрд кВтч. Абсолютный рост — почти 3 млрд кВтч. Тут нужно заметить, что Татарстан — один из немногих «прожорливых» регионов: энергоемкость ВРП республики на 12 % выше общероссийской. И это понятно: нефтянка, нефтехимия, нефтепереработка требуют большего количества энергии, чем обычные производства.

Имея «на руках» растущий, можно сказать, золотой рынок сбыта энергии, татарстанская энергосистема не только не успевает удовлетворить аппетиты промышленников, а наоборот, сокращает производство. «Вилка» между спросом и предложением на сегодня такова: 27 млрд кВтч против 20,9 млрд кВтч. То есть дефицит мощности за последние пять лет достиг астрономической цифры в 6,1 млрд кВтч! Это сопоставимо с годовым потреблением отдельных поволжских регионов, таких как Ульяновская область, Чувашская Республика. Но большинство регионов укладываются даже в 2 млрд кВтч. Если ничего не менять, то, по нашему прогнозу, дефицит удвоится — до 12,8 млрд кВтч. То есть собственная генерация будет производить только 15 млрд кВтч.

Конечно, образовавшийся дефицит восполняется закупками на федеральном оптовом рынке. А собственные мощности энергосистемы остаются «запертыми». И здесь я не выделяю какого-то конкретного генератора — это тот случай, когда проигрывают все, вне зависимости от личного результата отдельных компаний. Поэтому мы ставим на повестку дня вопрос: с этим надо что-то делать. Если наш богатейший регион будет оставаться энергодефицитным, то придется все время покупать извне, но степень надежности электроснабжения сократится. Я не случайно говорю про надежность. Уповать на поставки энергии за сотни километров — значит нести лишние издержки из-за потерь в сетях и не иметь твердой гарантии надежности. Специфика многих промышленных предприятий республики обуславливает повышенные требования к качеству энергоснабжения и надежности ради обеспечения промышленной безопасности. Когда говорят, что электроэнергетика — это базовая системообразующая отрасль РФ, не все до конца понимают смысловую нагрузку. У любого инвестора всегда есть возможность поменять технологию, привлечь другие деньги, найти новых партнеров, но если в регионе нет электроэнергии, то проект не состоится.

«Вот «крест Чубайса» и случился в Татарстане»

— Дефицит мощности был вызван разделением генерирующих активов, который случился в 2010 году?

— Основная причина — в устаревших неэффективных мощностях наших станций, которые стали проигрывать в топливной экономичности современным генераторам. На наших станциях выработка 1 кВтч. (без тепла) требует 450 грамм условного топлива, тогда как у других, за пределами республики, обходится максимум за 220—260 грамм условного топлива. За счет чего достигнут прогресс? Еще 30 лет назад в мире произошла техническая революция — появились парогазовые машины, на которые и стали переходить генераторы. В структуре затрат 80 % приходится на топливо, поэтому в один «клик» можно удвоить рентабельность!

В России курс на обновление энергетических компаний реализуется с 2010 года через механизм ДПМ (договор присоединения мощности). Согласно нему к 2019 году должно быть модернизировано 20% всех энергетических мощностей, то есть 42 гигаватт. Учитывая, что старые мощности принципиально отличаются по режиму загрузки, то реальный прирост новой мощности составит не 20 %, а 30 %, что вытеснит старые мощности. Получилось так, что Республика Татарстан не попала в программу ДПМ: ни одна станция не получила шанса на обновление через этот механизм. Именно из-за этого у нас началось снижение производства (вытеснение, — прим. ред.). Вот «крест Чубайса» и случился в Татарстане (обосновывая необходимость реформы, Анатолий Чубайс построил график пересечения двух прямых: первая — идущая вверх — прямая отражала прогнозный рост потребления, а вторая — падающая вниз — показывала динамику развития действующих мощностей. Это пересечение было похоже на форму креста, — прим. ред.). Сейчас надо думать, как обеспечить отрасли эффективность. В этом и заключается, на мой взгляд, корень проблемы.

Вторая причина — это разделение генераторов, сетей и сбыта, что привело к рассогласованности операционной деятельности, ремонтных и инвестиционных программ. Почему это так важно? Дело в том, что в электроэнергетике, как я уже говорил ранее, основная статья затрат — это топливо, и от того, в каком режиме работают станции, зависит эффективность. Так, если станция вырабатывает электричество в конденсационном режиме, то есть без выработки тепла, то расходы на топливо достигают 450 и более грамм на кВтч. Это и понятно почему: колоссальные потери энергии, происходит обогрев воздуха через градирни. При одновременной выработке электричества и тепла затраты составляют порядка 260 грамм на кВтч. Этот режим близок к показателям работы современных парогазовых блоков.

Эффективности работы станций можно добиться через коренную модернизацию либо путем четкой согласованности работы всех генерирующих мощностей и сетевого комплекса.

Лишившись шанса на обновление по ДПМ, мы «подарили» возможности другим генераторам. Ведь потребители Татарстана остаются крупнейшими плательщиками по ДПМ, принадлежащим другим энергокомпаниям. По нашей оценке, татарстанские компании выплатят оптовому рынку по этим договорам 160 млрд рублей до 2027 года.

— Почему был пропущен момент модернизации по программе ДПМ?

— Мне кажется, сегодня уже нет смысла обсуждать, почему это случилось. Это случилось… Надо думать, как исправлять ситуацию. Первые шаги на этом пути сделаны: нам удалось перевести два ДПМ на модернизацию казанской ТЭЦ-1 и казанской ТЭЦ-2 через «КЭС-Холдинг». Есть надежда, что еще один проект в Татарстане будет по ДПМ. Но это не снижает остроты проблемы. На фоне удвоения мощностей российскими компаниями мы остаемся практически со старыми станциями, которые в будущем могут оказаться ненужными.

Самые энергоемкие регионы остались без ДПМ

— Татарстан — единственный, кто не попал в программу ДПМ?

— Нет. Туда не попали Башкирия, Иркутская и Новосибирская области. Как ни парадоксально, но самые энергоемкие регионы остались без ДПМ. В Башкирии также исправляют ситуацию: они перевели достаточно большой ДПМ, хотя кардинально это картину не поменяет.

— Что такое ДПМ?

— Заключая договор с генератором ДПМ, государство обязало потребителей покупать эту мощность по специальной цене. При этом потребители не могут выбирать — покупать или не покупать — и не могут взять и самовольно выйти из энергосистемы. Но здесь важнее другое: практически безусловная окупаемость инвестиций, не привязанная к рыночной ситуации. В этом — смысл ДПМ. Иначе говоря, государство гарантировало генератору сбыт мощности вне зависимости от экономических катаклизмов. Если ты хочешь модернизироваться, не имея спеццены, — у тебя никаких шансов вернуть вложенные средства. Твоя цена будет сильно отличаться от той цены, которую рынок дает в рамках ДПМ. Лучшего для генератора не придумать!

«На фоне удвоения мощностей российскими компаниями мы остаемся практически со старыми станциями, которые в будущем могут оказаться ненужными». Фото ug116.ru

— Сейчас мы подошли к критической черте?

— Я думаю, что мы проходим критическую черту, потому что электроэнергетика — достаточно инерционная отрасль. Быстро исправить негативную тенденцию не получится. Как я уже говорил, 80 % затрат энергетиков — это топливо. А цены на него растут, значит, вся отрасль входит в зону убыточности. В этом году впервые замминистра энергетики РФ признал, что в российской электроэнергетике системный кризис и на исправление ситуации уйдут годы. Что сейчас происходит? Потребитель недоволен. Цена снижается для генераторов, а для потребителей очень сильно растет, потому что ДПМ нужно оплачивать, нужно оплачивать вынужденную дорогую генерацию. Очень много приходится оплачивать сетям — 60—70 % тарифа уходит на сети. (Для сравнения: в США на долю сетей и сбыта приходится не более 35 %.) Многие генерирующие мощности построены не там, где нужно, поэтому не могут вывезти старое оборудование, а эффективное не могут загрузить. Приходится вкладывать огромные средства в сети. Вот это картина для потребителя. И предприятия электроэнергетики это не устраивает.

Тепло не может быть конкурентным товаром

— Где же была сделана ошибка?

— На мой взгляд, принцип либерализации в электроэнергетике не может работать в российской действительности в силу принципиальных отличий России от Запада, с которого во многом скопирована модель реформирования отрасли. Она неприемлема для России. Когда затевалась реформа, все были увлечены идеями конкуренции и надеялись, что «невидимая рука рынка» обеспечит эффективность.

В чем отличия? Во-первых, мы живем в совершенно разных климатических условиях. Средняя температура по стране — минус 6!.. Нам нужно много тепла и энергии. И электроэнергия производится в режиме комбинированной выработки, поэтому тепловой бизнес является органической частью всей электроэнергетики, которая занимает в общей сложности 70 % всего энергорынка. Тепло не может быть конкурентным товаром, так как поставляется потребителям по существующим трубопроводам и не может передаваться на большие расстояния. Только туда, где есть труба.

Во-вторых, мы не можем, в отличие от западных стран, перейти на нетрадиционные источники. У нас мало мест, где солнца более 2 тыс. часов в году. И ветряки не для нас.

В-третьих, плотность проживания населения в России низкая, что требует прокладки электрических сетей на большие расстояния, а в западных странах все наоборот. Конкуренция у нас невозможна в силу неразвитости электросетевого хозяйства.

Вы скажете: а почему все хорошо в Канаде, странах Скандинавии, где также холодно и такая же плотность населения? В Канаде и Норвегии 70 и 90 % электроэнергии вырабатывается на гидроэлектростанциях и ее выгодно использовать, в том числе и для отопления. И у них тепловая генерация ничтожно мала.

«Тепло не может быть конкурентным товаром, так как поставляется потребителям по существующим трубопроводам и не может передаваться на большие расстояния. Только туда, где есть труба». Фото go32.ru

Когда пошли по принципу либерализации отрасли — совершили ошибку. Пытаться создавать конкурентную среду в условиях естественной монополии (а я считаю, что электроэнергетика в России — это отрасль естественной монополии) нельзя. Как нельзя изменить климат, географию, структуру экономики страны.

Тем более в условиях ДПМ можно ли говорить о конкуренции, когда одним генерирующим компаниям дали все, а другим ничего? Относительно конкурентный сектор — «рынок на сутки вперед», на который приходится не более 25 % всей валовки отрасли, на самом деле поделен между несколькими компаниями: «Росатом», «Русгидро», «Интер РАО», «Газэнергохолдинг», «Т-плюс». Так о какой конкуренции мы говорим! Этот рынок во многом зависит от регуляторов, которые при изменении правил игры считаются преимущественно с мнением крупных генераторов и «Россетей».

— То есть вы предлагаете объединить усилия, чтобы быть с ними на равных? Какая польза от этого независимым генераторам, которые имеют гарантированный сбыт энергии на собственных предприятиях и без ДПМ?

— Быть не только на равных с ведущими игроками электроэнергетики, быть лучшими. У электроэнергетики Татарстана есть свои неоспоримые преимущества. Кроме атомной, есть все виды производства электроэнергии, развитая сетевая инфраструктура, есть уникальные потребители, которые потребляют тепла больше, чем большинство регионов России. Как я уже сказал, наличие потребителей большого количества тепла, наличие гидроэлектростанции, развитая электрическая сеть при согласованности действий всех электрических станций и сетей позволяют загружать станции с наибольшей эффективностью, существенно сократить затраты на топливо. Синхронизация инвестиционных программ субъектов электроэнергетики способна сэкономить потребителям десятки миллиардов рублей. Объединение компаний приведет к сокращению затрат на управление и к повышению качества менеджмента, а также к усилению лоббистских возможностей на федеральном уровне.

Согласен, что независимые генераторы (полагаю, вы прежде всего ведете речь про ТГК-16) сегодня вполне себя чувствуют хорошо, это и понятно с их якорными тепловыми потребителями. Но рынок электроэнергии для них ничем не отличается от других. Цены на электроэнергию и мощность, несмотря на постоянный рост затрат, снижаются. Доля неплательщиков на рынке из года в год только растет. По теплу действуют жесткие отграничения темпов роста тарифа.

И самое главное, если есть возможность существенно повысить эффективность, а такая возможность действительно есть, почему они должны от этого отказываться?

Кроме того, залог успеха наших потребителей, прежде всего крупных — ТАИФа, «Татнефти», зависит от качества и цены энергоресурсов. Считаем, что единая республиканская компания способна в наибольшей степени удовлетворить растущие потребности наших уважаемых потребителей.

Могу говорить об этом с уверенностью, так как, работая в ТГК-16, изучаю проблему с 2010 года, когда образовались, как вы выразились, независимые генераторы. Кроме того, это стало темой моей научной работы в Академии народного хозяйства и государственной службы у А. Г. Аганбегяна по программе DBA (доктор делового администрирования). Высокая комиссия 24 июня одобрила работу и рекомендовала к защите кандидатской. Видные ученые высказали уверенность в большом потенциале идеи объединения системы управления субъектов электроэнергетики Республики Татарстан.

— В какой форме могло пройти объединение?

— Структура объединения — это вопрос вторичный. Главное — собраться и сесть за стол переговоров. Со своей стороны мы открыты для честного и открытого диалога.