|
VII Всероссийский энергетический форум
«ТЭК России в XXI веке»
Круглый стол
«Электроэнергетика России после децентрализации:
новые реалии»
Межевич. Относительно того, чем мы должны сегодня заниматься: сформировать нашу общую точку зрения для того, чтобы представить её правительству, выслушать мнения регионов, у нас будут и региональные докладчики, и представители крупных энергетических компаний, поэтому давайте начнём работу форума, послушаем, кто о чём будет говорить. Я повторяю: извините, но мне придётся вносить уже на ходу корректировки в очередность выступлений, поскольку ряд наших докладчиков сегодня заняты, пока что ещё заняты на заседании правительства. И предлагаю с первым докладом выступить Иванову Сергею Николаевичу, первому заместителю председателя правления Федеральной Сетевой Компании. Сергей Николаевич, прошу.
Иванов. Уважаемый, Валентин Ефимович, уважаемый президиум, уважаемые гости форума, спасибо за возможность представить доклад Федеральной Сетевой Компании, который находится на стыке вопросов энергетики и тех проблем, которые интересуют многих представителей, в основном, регионов, которые участвуют сегодня в форуме. Доклад посвящён системе планирования электросетевой инфраструктуры Российской Федерации и координации территориальных и отраслевых стратегий развития. Следующий слайд, пожалуйста.
Исторически, формирование программы Федеральной Сетевой Компании и РАО «ЕЭС России», основывалось на неких принципах постоянно развивающихся. В настоящий момент, основным инструментом являются двухсторонние соглашения, и между генераторами, между субъектами. Вершиной соглашений системно, в своё время, были соглашения, которые подписывала РАО «ЕЭС России» с регионами, таких соглашений 23, они достались нам в качестве правопреемства. В тех регионах, которые, вообще говоря, мы относим к зоне проблемной, те, которые требуют постоянной координации и работы (такие, как, например, Москва, Санкт-Петербург, Тюмень, Свердловск, Нижний Новгород, Сочи), там ещё и действуют всевозможные виды совещаний и штабов, которые вносят известные коррективы в то, как строить инфраструктуру, как развивать, как генерирующие, так и сетевые объекты. Эти инструменты, они были, действительно, актуальны, но у них есть один некий принципиальный недостаток, с точки зрения планирования сегодняшнего дня. В первую очередь, для ФСК, это было видно, что развивалось под бурный рост, во-первых, запроса со стороны потребителей, достаточно большой инвестиционный ресурс, который формировался тем или иным способом, что обеспечивало развитие инвестиционной программы с темпом увеличения почти на 100% в год.
И это всё хорошо, пока не наступили сегодняшние времена, когда фактор экономических ограничений стал принципиальным, с точки зрения того, как нам определить приоритет соответствующих объектов и как повысить степень адекватности понимания того, что то, что мы строим, будет задействовано правильно, эффективно, а у нас есть примеры, когда новые объекты, уже будучи построенными, загружены на 50% и менее, и, соответственно, как, в условиях экономических ограничений перестроить систему планирования, одновременно сохраняя те самые цели и задачи, которые ставились, как приоритетные, в теории и в подходе к планированию. Таким образом, мы сформировали цель, как формирование, обоснование модели развития отрасли, ориентированной на обеспечение потребителей, достижение системной надёжности, что, вообще говоря, у нас является приоритетом, и финансовой устойчивости, это тот самый экономический ограничитель, который я уже упомянул. И задача – исходить из приоритетов единой системы планирования отрасли, вообще, в целом, с учётом генераторов. И здесь мы надеемся на то, что Министерство энергетики, выполняя роль оперативного руководства, обеспечивает координацию компаний, включая как государственный, так и частный сектор, представленный в виде генераций, для того, чтобы мы могли иметь адекватную базу данных для планирования. Естественно, обеспечение надёжного функционирования Единой Энергетической Системы, долгосрочный индикативный план – вот принципиальная точка, нужно размещение не только генеральной схемы, да, с корректировками, но и некие пока даже документы более, может быть, индикативные, а не плановые. Естественно, всё это нацелено на создание условий для развития инвестиционного процесса и обеспечения сбалансированного покрытия спроса в будущем. Следующий слайд, пожалуйста.
Наверху у нас находится энергетическая стратегия, то, что сегодня уже звучало в выступлении министра, это основной документ, определённый федеральным законом, это вершина треугольника.
В программу перспективного развития на долгосрочную перспективу входят две: это долгосрочный прогноз спроса, который надо делать на электрическую электроэнергию и мощность, который является базовым обоснованием, вообще говоря, программы развития, и генеральная схема размещения объектов электроэнергетики. На втором уровне это два документа, с нашей точки зрения, которые определяют долгосрочную перспективу и являются базовыми для дальнейших построений. И вот третий уровень, нижний и базовый, это то, что мы сейчас развиваем, и развиваем не только на уровне понятийном и, так сказать, организационно-методологическом, но и это уже часть проекта постановления правительства об утверждении порядка разработки программ перспективного развития электроэнергетики на долгосрочную и среднесрочную перспективу. Это среднесрочный прогноз спроса на электрическую энергию, в том числе, в разрезе регионов, что принципиально, схемы развития единой энергосистемы, схемы развития сети, то, что к нам уже непосредственно относятся (330 киловольт и выше, и 220 киловольт, как системообразующий), и соответственно, то, что относится к региональным сетевым компаниям, это сети более нижнего уровня напряжения.
Здесь мы пытаемся совместить некие технологические и стратегические цели развития ФСК, как корпоративной структуры, для того, чтобы обеспечить с одной стороны, что важно для компании, электрические связи, сохранение целостности единой системы, преодоление старения, а это принципиальный вопрос для сетевых компаний, потому что недоинвестирование, которое было как в 90-е годы, так ещё и продолжалось в начале 2000-х годов, оно никуда пока не делось, мы не смогли, несмотря на бурный рост развития инвестиционной программы, коренным образом преодолеть тенденцию к старению оборудования. И наши объекты часто находятся за пределами уже не просто срока эксплуатации, а двух сроков эксплуатации. Мы вынуждены постоянно при корректировках инвестиционной программы менять некие параметры базовые для определения того уровня, откуда нам надо точно уже начинать замену. И срок, к сожалению, пока мы вынуждены увеличивать.
Создание сетевой и технологической инфраструктуры, для эффективного функционирования рынка, это тоже неотъемлемая часть, включая систему коммерческого учёта. И соответственно, естественно, экономические предпосылки для инвестиций. С другой стороны, в целом, единая энергосистема, это справа в таблице видно, что она должна улучшать инфраструктуру и снижение энергобаланса, развитие сети, в том числе, развитие экстенсивное, то есть присоединение изолированно работающих энергосистем, новые связи, в том числе, для зарубежных стран. С точки зрения геополитических интересов, мы надеемся на развитие интеграционных связей, и эти направления развиваются, в том числе с помощью оператора «ИНТЕР РАО ЕЭС». Экспорт в Китай сейчас идёт, но не в тех режимах пока ещё, как мы планировали, надеюсь, эта тема тоже будет развиваться, это достаточно важное новое направление движения на востоке. В политический сфере – это интегрирующая роль в государстве и топливно-энергетическом комплексе, на основе межрегиональных поставок, это улучшает в целом баланс электроэнергетический, ну и, естественно, экология. И где-то мы вырисовываем некие общие цели, которые связаны и с технологической, и с нашей корпоративной стратегией.
Это уже новый, предлагаемый порядок разработки программ стратегического развития ФСК. Я ещё раз подчеркну, что мы по поручению министерства определяем и координацию, то есть на политическом уровне министерство координирует развитие электроэнергетическое, в том числе, с регионами, в виде политических соглашений, мы на технологическом уровне пытаемся эти же вопросы связать уже более подробно, с точки зрения детального развития.
Что сюда входит. Мы должны согласовать, на основе очень простых принципов, собственную инвестиционную программу, это те мероприятия, которые входят в соглашение с администрацией, их надо верифицировать, верифицируем мы следующими способами. С точки зрения базовых посылов у нас конечно, в приоритете находятся рекомендации ЦДУ, для того, чтобы понять, какие объекты генерации точно необходимы. Это проходит, конечно, и министерский контроль, обеспечивает мониторинг с территориальной привязкой, и, соответственно, мы знаем и синхронизируем инвестиционные программы наших коллег - «Холдинг МРСК», то есть региональных сетевых компаний, по развитию распределительных систем.
С точки зрения получения информации из регионов. Нам нужен, полугодовой прогноз потребления электроэнергии и максимум нагрузки. Это не просто прогноз, почему по узловой, узел здесь не в электрическом смысле, как рынок его формирует, узел здесь понимается как электрический кластер, некий набор объектов, соединённый общностью (и во времени, понятно, чтобы они были построены, и по однородности какой-то), то есть мы это понятие специально расшифруем, постараемся его сформулировать более понятно. Но нам нужен не просто прогноз, а прогноз с точки зрения технологической, с точки зрения электрической сети. И здесь нам надо знать программу развития электроэнергетики субъектов федерации. Не у всех такие программы есть. Больше того, мало у кого они есть, энергетическая стратегия есть у Москвы, сейчас регион Московская область подготовили, но многие регионы не имеют таких программ, их надо развивать, они нам нужны для того, чтобы мы могли сделать прогноз.
Вторая задача наша составляющая – проверить эти программы. Потому что программы регионов не всегда адекватно учитывают программы корпоративных структур, которые находятся на территориях. И мы на основе отдельных двухсторонних соглашений, которые у нас есть, и которые мы сейчас заключаем последовательно с «Транснефтью», с «Роснефтью», с «Газпром нефтью», «РЖД» и другими. Мы уже на основе верификации своей, то есть корпоративного уровня инвестиционных программ, проверяем, а совпадают ли те объекты, которые планируются к реализации на местах, с корпоративными программами, для того, чтобы можно было получить более точный прогноз того, что будет делаться в регионе. Естественно, мы используем режимные расчёты, которые обеспечиваются соответствующими институтами, альтернативные технические решения, подразумеваются, потому что возможности генерационные, а не сетевых решений, и, соответственно, экономические факторы, которые сюда включаются. Вот такая конфигурация, с нашей точки зрения, позволит получать объективно верифицируемый и, больше того, экономически доказательный прогноз уже с приоритетами, которые мы можем формировать для того, чтобы нести инвестиционную программу для утверждения правительством и получения возможности финансирования её, в том числе, из федеральных источников, для того, чтобы закрыть проблемы, если у нас не хватает собственных средств.
Непосредственно, что касается соглашения, мы видим следующее, вот уже технологически расписано: мы собираем информацию с региональных программ развития - сетей, генерации, муниципальных, ТГК, ОГК и других.
ЗАО «АПБЭ» должно выполнить свою функцию не только на федеральном уровне, но и на уровне регионов, то есть сделать территориальные прогнозы потребления электроэнергии и мощности, доступными ему средствами наблюдения, анализа, и мы, в пилотных проектах, договаривались с регионами, что такие договоры были бы заключены с агентством прогнозирования балансов электроэнергетики, чтобы можно было получить некий профессионально сделанный прогноз. Мы координируем уже все компании, что сегодня обеспечивают инфраструктуру вообще электроэнергетики - ЦДУ, ФСК и «Холдинг МРСК» для того, чтобы это можно было сделать. Это же входит в наши плановые программы и в соглашения по взаимодействию, которые мы сейчас готовим, и уже частично подписали.
Здесь возникает некий новый нюанс. Вот что значит режим ограничений. Раньше программа собиралась просто по заявкам, которые формировались, входили в инвестиционную программу, и поскольку ресурсов было больше, ограничений меньше, они просто включались в нашей зоне ответственности за исполнение. Сегодня от нас правительство требует жёстких подходов, в том числе, в экономическом плане. Если мощность заказывается и строится, в том числе, за федеральные деньги, она должна быть востребована. Поэтому один из возможных принципов, которые будут закладываться в эти соглашения и в ту зону ответственности, это принцип «take-or-pay», то есть необходимости обеспечения гарантий востребования мощности, чтобы мы не строили объекты, которые потом не будут подтверждены.
Если такая программа у нас есть, и мы со стороной договора обязуемся обеспечить реализацию инвестиционных программ. Этот фактор очень важен, я хотел на нём особенно остановиться, потому что, нам надо отрабатывать элементы, связанные с обоснованием стоимости присоединения. Мы надеемся на то, что изменения нашей экономической основы, то есть переход на новую базу тарифообразования, то есть RAB (Regulatory Asset Base), так называемый - метод, основанный на доходах с инвестированного капитала, позволит нам закрыть часть проблем, и постепенно, как и подразумевает наше законодательство, перейти на форму присоединения, где большую часть стоимости этих работ по присоединению мы возьмём на себя. Но этот процесс нормативно в законодательстве подразумевает некие временные факторы, которые пока ориентированы, условно говоря, на рыночный 2011-й год, может быть, с учётом кризиса это будет замедление, но, тем не менее, мы планируем, что переход на RAB нам позволит эту проблему упростить, как для генераторов, так и для потребителей, которые присоединяются. Для компаний, которые участвуют в соглашении, мы надеемся, что администрация субъекта будет способствовать решению всех проблем, связанных с выполнением программ. Это и землеотвод, и другие обязательства. И соответственно, у нас тогда возникает ответственность, связанная с тем, чтобы эти программы выполнить, в первую очередь, получив на это соответствующее финансовое обеспечение.
Что на сегодня мы имеем, это то, что произошло в связи с корректировками, которые в этом году были сделаны в инвестиционной программе. Сразу должен сказать, что ни один объект не был исключён из инвестиционной программы, без объективных оснований. Были исключены объекты только те, где заведомо отказались инвесторы строить генерирующую мощность. Но что касается наших объектов, которые вошли в соглашение, мы не исключили ни одного объекта. Единственное, что мы сейчас сделали, это сдвинули временной диапазон. Потому что мы рассматриваем инвестиционную программу в трёхлетнем режиме, естественно, до 11-го года, часть объектов, которые там закладывались, объективно по всем нашим оценкам и оценкам специалистов туда не попадают, в силу того, что они не будут востребованы в сегодняшних условиях.
И поскольку у нас погодовая корректировка, то, если что-то будет происходить не так в регионе, или, наоборот какие-то регионы быстрее будут выходить из кризиса, мы сможем это поправить и, соответственно, приоритеты сместить. Но, тем не менее, нам пришлось сокращать часть инвестиционной программы - она состоит из нескольких частей, и одна из этих частей – это то, что закреплено в соглашениях с субъектами федерации. И нам пришлось сократить там объекты, по объёму выполнения трёхлетки, примерно на 23%, что меньше, чем общий объём сокращений инвестиционных программ.
Тем не менее, я считаю, что новая система планирования позволит сделать очень важные вещи для нас. Снижение тарифов и сокращение инвестиционных программ –вещь объективно необходимая, но для того, чтобы нам иметь уверенность, что мы не просто просим деньги у правительства, мы не просто защищаем наши тарифы и хотим развиваться, нам нужна очень мощная доказательная база. Собственно, рассказ о том, как мы видим сейчас систему планирования, это и есть то, что должно обеспечить нам приоритетное развитие инфраструктуры, то, что общепринято, то, на что тратят деньги все, и в первую очередь, американцы в своей антикризисной программе, которые включили это специальным разделом, и Европа, которая на это смотрит, и всё. Но сейчас необходима совместная, дружная работа с регионами для того, чтобы такую доказательную базу нам создать, и можно было бы на федеральном уровне, в правительстве, эту доказательную базу превратить в надёжное финансовое обеспечение развития наших программ. Спасибо.
Межевич. Спасибо, Сергей Николаевич. Следующее выступление – Опадчий Фёдор Юрьевич, директор по развитию и сопровождению рынка Системного Оператора ЕЭС. Насколько вы знаете, в связи с изменениями в законодательстве, которые появились в предыдущем году, Системный Оператор – один из главных игроков, или «субъектов» развития рынка электроэнергетики, который не только отвечает за надёжное бесперебойное энергоснабжение, за функционирование единой энергетической системы, на него возложены очень серьёзные функции по определению где, когда, что строить, как ликвидировать дефициты, как развивать сети. Итак, Фёдор Юрьевич, прошу.
Опадчий. Спасибо, Валентин Ефимович. Добрый день, уважаемые коллеги, спасибо за такую хорошую возможность выступить и поделиться, на мой взгляд, наиболее важными моментами сегодняшней ситуации в энергетике. В этом смысле, очень правильно Валентин Ефимович задал тон, а Сергей Николаевич продолжил выступление. Мой доклад посвящён большой части видения Системного Оператора на ту же важную проблему, каким образом нам обеспечить сбалансированность управления развитием нашей энергосистемы в изменившихся условиях. Поэтому даже несмотря на то, что мы не согласовывали наши доклады, но мы безусловно согласовываем наши действия и наше общее понимание, как с участниками рынка, с инфраструктурой, с федеральной сетевой компанией, поэтому я расскажу как раз о проекте документа, который устанавливает порядок управления перспективным развитием на среднесрочную перспективу, который мы безусловно считаем важнейшим документом на сегодняшний день.
Этот слайд призван проиллюстрировать ещё раз всем известные, в общем-то, цифры и показатели, сколь велика наша энергосистема, мы, в общем-то, являемся одной из крупнейших энергосистем в мире, с учётом того, что мы работаем параллельно с государствами бывшего СССР, система является крупной, и отличительной особенностью нашей системы являются огромные территории и, соответственно, невозможность достаточно плотно развивать сетевую структуру в любой точке, мы вынуждены заниматься оптимизацией решений, принимаемых в сетевом комплексе, в силу этих факторов. Соответственно, вы на слайде можете видеть цифры и по электропотреблению, по протяжённости линий, по состоянию на конец года. Мы видим, что, безусловно, основные центры нагрузок у нас находятся в европейской части и в Сибири, но, тем не менее, общая синхронная зона, в которой мы работаем с одинаковой частотой, составляет 11 часовых поясов, нет в стране больше такой системы, работающей в таких условиях.
Соответственно, принципиально, для того, чтобы обеспечить технологическую целостность такой огромной системы, нам необходим ряд механизмов, которые позволяют синхронно развивать генерацию и сетевой комплекс, синхронизированную по времени, синхронизированную по точкам размещения, с тем, чтобы центры нагрузок у нас не удалялись и, собственно, генерация не удалялась от центров нагрузок, даже при общем соблюдении баланса. На сегодняшний день, из такого рода документов у нас существует только генеральная схема, которая, безусловно, внесла большой вклад в систематизацию и целеполагание наших потребностей в развитии энергосистемы, но, как долгосрочный документ, она имеет ряд недостатков, которые не позволяют решить часть насущных проблем, которые существуют сегодня. На сегодняшний день нет общего документа, который бы отвечал, что мы будем делать в среднесрочной перспективе. У генсхемы есть ряд иных недостатков, для цели применения его для среднесрочной перспективы, это и невозможно, выдержать все электротехнические показатели, которые, безусловно, необходимо учитывать при проектировании развития единой энергосистемы в такого рода документах, не та точность прогнозов, не та точность принимаемых решений. Генсхема обеспечивает такое балансовое покрытие спроса, но безусловно, не отвечает на вопрос ликвидации локальных небалансов, локальных дефицитов. Выполнение иных «электрических» параметров энергосистемы является технически сложным элементом, и невозможно не учитывать технические свойства электрического тока. Соответственно, нам крайне необходимы, на сегодняшний день, инструменты среднесрочного планирования развития.
На сегодняшний день мы, под руководством министерства энергетики, разрабатываем проект правительственного постановления, в котором и планируется установить порядок разработки, актуализации, применения документов, которые покроют среднесрочную перспективу и порядок актуализации генеральной схемы. Что важно, мы планируем, что будут как отдельные документы обсуждаться и приниматься сами прогнозы спроса на долгосрочную и среднесрочную перспективу, и у нас должны появиться те документы, о которых говорил Сергей Николаевич, это схема развития единой энергосистемы России, включая схему развития ЕНС, и программа развития регионов.
Что это за документ. Следующий слайд, там показана взаимосвязь долгосрочных и среднесрочных документов. Безусловно, остаётся генсхема, безусловно, генсхема задаёт основные направления развития в электроэнергетике, безусловно, объекты с длинным инвестиционным циклом гидро-, атомные станции, которые требуют длительного промежутка времени, как на проектирование, так и строительство, основной каркас этих решений у нас будет задан в генсхеме. Однако, на среднесрочном периоде планирования, где у нас должны приниматься решения о строительстве, в первую очередь, тепловой генерации, а также все решения, связанные с выводом и демонтажом. На сегодняшний день это тоже является большой проблемой, поскольку решение о выводе из эксплуатации неэффективного оборудования, оно тоже должно стыковаться с нашими прогнозами по приростам и сохранениям спроса.
Безусловно, процесс инвестиционного планирования, в первую очередь, для госкомпаний должен быть связан с процессом перспективного планирования схем и программ развития регионов. И поскольку у нас большая часть генерации, на сегодняшний день, находится в частных руках, безусловно, мы не можем указывать частным собственникам на необходимость строительства тех либо иных объектов. Но мы можем создать механизмы, которые создадут рыночные стимулы и рыночную систему обязательств, которые позволят получить определённость, с одной стороны, с теми объектами, которые будут строиться, с другой стороны, дать гарантии инвесторам по строительству этих объектов. Такая триада документов, схема программы развития инвестиционные программы и рыночные механизмы отбора инвест-проектов по строительству мощностей должны быть организованы, и этому посвящены, помимо того проекта постановления, о котором я говорю, проект постановления о долгосрочном рынке мощности, и проект постановления о порядке разработки и согласовании инвестиционных программ.
Я не буду детально останавливаться на параметрах схемы развития ЕЭС, скажу только, что по нашему мнению, она должна включать всю сеть 220 киловольт, и генерации, попадающие под критерии доступа на оптовый рынок. Обращаю внимание, что сама по себе схема развития не должна являться обязательной для субъектов отрасли по принятию собственных инвестиционных решений, однако, за счёт взаимосвязи с остальными документами, о которых я упомянул, мы создаём систему долгосрочного планирования с обязательствами и предсказуемостью развития ситуации.
Программа развития регионов – документ такого же уровня, но относится, в первую очередь, к сетям 110 киловольт, регионального уровня. Они должны разрабатываться, по нашему мнению, по заказу администрации регионов, поскольку, в первую очередь, эти программы задают принципы, собственно, объёмы и порядок развития распредсетей.
Таким образом, мы считаем, что должен быть организован постоянный ежегодный цикл обновления трёх типов документов, которые позволят нам зафиксировать среднесрочную перспективу развития. На этом слайде показано, какие механизмы используются, и какие этапы мы должны пройти. Повторюсь, это должен быть ежегодный процесс.
Хотел остановиться на особенностях, поскольку, на сегодняшний день, период конкурентного отбора предполагается равным четырём годам, соответственно, обязательства по вводу объектов генерации будут возникать на четыре года вперёд. Схема развития, по нашему мнению, должна быть семилетним документом, мы должны видеть перспективу, мы должны создавать заделы для разработки предпроектных разработок, и возможности своевременного выявления узких мест в энергосистеме. Поэтому вот здесь так показано, что, если вы видите, генераторы, помеченные синими – это победители конкурентного отбора мощности, которые учитываются в программе с 2004-го года. Таким образом, мы получаем, во-первых, систему документов, которые позволяют сбалансировать и корректно учитывать развитие сети, стыкуясь с развитием генерации, в отношении которой существуют обязательства по вводу к соответствующему сроку. А также у нас есть прогноз, который может быть использовал либо при регулировании долгосрочном в отрасли, либо для, собственно, принятия решений инвесторами по запуску тех либо иных проектов, и собственно, то, с чем они могут приходить в рынок с продажей мощностей.
Во второй части я хотел обратить внимание на те разработки, которые мы сейчас ведём, посвящённые рынку системных услуг. Так получилось, что последние годы, с точки зрения всех рыночных преобразований, были посвящены вопросам совершенствования обращения основного товара (электроэнергии и мощности), запущены рынки, у нас существуют, в общем, давно функционирующий рынок на сутки вперёд, у нас существуют долгосрочные контракты, мы занимаемся совершенствованием, может быть, в докладе совета рынка мы услышим наши планы по рынку мощности, но для того, чтобы энергосистема работала, и для того, чтобы обеспечивать качество и надёжность поставок, как в технической системе, необходимо, чтобы часть субъектов выполняла, несвойственные им функции, не связанные напрямую с производством электроэнергии или поставкой мощности действия, модернизировала оборудование для получения соответствующих свойств, оборудование работало в неэкономичных режимах, ну и прочее. Вот здесь на слайде показано, что, безусловно, энергосистема не проработает ни секунды времени, если в ней не будут соблюдаться требования, и не будет специальным образом регулироваться частота, у нас не будут выполняться обязательные требования по реактивной мощности, не будет существовать противоаварийного управления и так далее. Все эти свойства, в общем-то, не связаны. Чаще всего, бывает так, что они противоречат основной функции генератора по производству электрической энергии, это могут противоречить основной функции потребителя, например, противоаварийная автоматика, но, тем не менее, необходимы в системе, чтобы у нас в энергосистеме были соответствующие свойства. Почему этой проблемы не возникало раньше. Собственно, потому, что у нас существовало регулирование, все необходимые затраты, которые возникали, например, у генераторов, они включались в тариф. Соответственно, помимо производства электроэнергии, в силу обязательных документов, генераторы были обязаны регулировать частоту, соответствующие затраты обосновывались, попадали в тарифы, и единственный вопрос, который возникал, это корректного контроля за соответствующими действиями со стороны участников.
Поскольку мы находимся в стадии либерализации, соответственно, у нас уходят тарифы, в общем-то, в этом году у нас либерализация в середине года достигает 50%. Соответственно, исчезает источник для поддержания соответствующих свойств у субъектов рынка, и нам необходим отдельный механизм, который бы был точечно направлен на поддержание в энергосистеме определённых поставщиков, то, что всегда называется, «системных услуг». Мировой опыт показывает, что на всех либерализованных рынках существует отдельный рынок, где обращаются такого рода услуги, существуют разные подходы к классификации соответствующих услуг, к их перечню. Но это вызвано, в первую очередь физическими свойствами энергосистемы, то есть где-то больше проблем с регулированием, где-то больше проблем с передачей, где-то отсутствует развитое противоаварийное управление, и для обеспечения надёжности необходимо развивать возможности генерации по запуску с нуля. Кроме этого, системные услуги помимо того, что они просто физически необходимы для поддержания работоспособности системы, они позволяют в ряде случаев компенсировать невозможность соответствующего сетевого строительства. Я не зря обращал внимание на размеры нашей системы, поэтому подобного рода услуги, они особенно востребованы в нашей системе.
Законодатель, при внесении изменений в 35-й федеральный закон об электроэнергетике, своевременно указал на необходимость развития соответствующих механизмов, поэтому в действующей редакции есть соответствующие нормы, в действующей редакции федерального закона есть соответствующие нормы, определяющие порядок обращения системных услуг. В соответствии с требованиями законодательства, такие услуги являются частью услуг Системного Оператора по оперативно-диспетчерскому управлению, и Системный Оператор является координатором соответствующего рынка.
Мы планируем, что в этом году нам удастся запустить рынок и начать обращение с услугами, которые показаны на этом слайде. В первую очередь, это услуги необходимые для регулирования частоты в единой энергосистеме. Нам необходимы точечное регулирование реактивной мощности на генераторах, и мы хотим приступить к реализации проектов, которые за счёт развития противоаварийного управления, позволят в тех местах, где, к сожалению, мы не можем решить эту проблему за счёт сетевого строительства, увеличивать пропускную способность сети. Последняя услуга, очень активно развивается такой подход в мире, поскольку особенно в крупных городах и мегаполисах, даже при наличии финансирования, строительство сетевых объектов практически невозможно, это общемировая проблема, поэтому очень активно развиваются средства противоаварийного управления, которые позволяют частично компенсировать соответствующие проблемы, и в общем-то, стоимость таких решений обычно существенно ниже. Спасибо за внимание.
Межевич. Спасибо, Фёдор Юрьевич. Вопрос?
Опадчий. Как мы учитываем теневой оборот…
Энергосистема – это физический объект, в этом смысле, с точки зрения технической инфраструктуры, мы безусловно наблюдаем реальные режимы производства и потребления, мы обязаны поддерживать баланс производства и потребления, в независимости от тех юридических оснований, по которым происходит дальнейшая купля-продажа электроэнергии. У нас существует централизованный рынок, и в этом смысле у нас вся электроэнергия и планируется, и проходит через централизованную систему торговли, и в этом смысле если у нас возникают, подобные вещи, они проявляются на рынке в виде неплатежей. С точки зрения технической системы и системы торговли, все объёмы видны, прозрачны, можно зайти в интернет и увидеть, собственно, все эти объёмы. С точки зрения планирования, мы, безусловно, применяем разного рода алгоритмы, для краткосрочного планирования они построены на продлении трендов, в этом смысле, если тренд существует, то мы его ловим, и, с достаточно большой точностью угадываем потребление.
Межевич. Спасибо, Федор Юрьевич, я думаю, был очень интересный доклад и очень познавательный для тех, кто его внимательно слушал, спасибо, что приняли участие. Следующий докладчик Василий Александрович Зубакин, председатель Правления «РусГидро», крупнейшей генерирующей компании России и мира, наверное, тоже.
Межевич. Исполняющий обязанности.
Зубакин. Добрый день, уважаемые коллеги. Основой для развития гидроэнергетики в любой стране является гидроэнергетический потенциал, и собственно гидропотенциал России, на сегодняшний день, используется европейской части на 50%, в Сибири на 20% и на Дальнем Востоке всего лишь 3%. И доля сегодняшняя гидроэнергетики в балансе, она имеет возможность для роста, и мы соответствующим образом понимаем миссию нашей компании, что это должно быть развитие на основе чистой, возобновляемой энергии с помощью тех инструментов инвестиционного процесса, которые есть в нашем распоряжении. «РусГидро» – это крупнейшая генерирующая компания России, но она является и крупнейшей публичной генерирующей компанией, использующей возобновляемые источники энергии, крупнее «РусГидро» только канадская компания, находящаяся в полной государственной собственности, «Quebec-Hydro». Общая мощность компании 25 мегаватт и годовая выработка где-то около 80 миллиардов киловатт-часов. Почему «около», поскольку каждый год меняется, зависит от того, сколько воды даст нам Господь Бог. Появившись год назад на финансовых рынках, наши акции пережили и взлёт, пережили падение, в максимуме мы стоили более 20 миллиардов долларов, потом упали до 3,5 миллиардов долларов, и сейчас, я имею в виду капитализацию, вместе со всей российской энергетикой, вернулись до уровня 7 миллиардов долларов.
Одной из важнейших особенностей нашей компании наряду с тем, что мы производим только чистую, зелёную энергию, из возобновляемых источников энергии, является то, что у нас серьёзная, амбициозная инвестиционная программа, которая предполагает и достройку, завершение прежних, советских строительных гидроэнергетических объектов, и запуск нового строительства, того, которое нужно для развития Сибири, Дальнего Востока, для решения режимных задач России. В условиях кризиса, безусловно, мы притормозили своё развитие, вот сейчас идёт заседание правительства, на которое, наряду с инвестиционными программами наших ФСК, «МРСК-Холдинга», других компаний, рассматривается инвестиционная программа «РусГидро». Скажу, что от первичных цифр двухлетней давности, когда мы предполагали в этом году реализовать инвестиционную программу в объеме более 100 миллиардов рублей, мы вышли на реалистические цифры 60-65 миллиардов, это связано и с нашими усилиями по снижению капексов, нам удалось серьёзно-серьёзно поработать со стоимостью строительства, дальше я скажу как это удалось, ну и связано с тем, что некоторые проекты, некоторые объекты, под которые нет потребления мы передвигаем, естественно, решениями нашего главного собственника – государства, передвигаем по оси времени вправо, сдвигая на год, на полтора, те или иные пуски. Но в целом, в нашей инвестиционной программе мы на сегодняшний день не потеряли ничего. Единственное, мы решаем сейчас вопрос остановки строительства Гоцатлинской ГЭС в Дагестане, которая с самого начала, в силу специфических особенностей Северного Кавказа и данного инвестиционного проекта, предполагало серьёзное участие государства. Этого не случилось, к сожалению, до сих пор, поэтому эту станцию мы приостанавливаем, строительство Гоцатлинской ГЭС.
По поводу источников финансирования. В основе собственные средства, которыми нас наделяет государство, наделяет регулятор, поскольку там заложена серьёзная инвестиционная составляющая. Дальше, средства, которые мы выручаем за счёт дополнительных эмиссий акций, когда в этом участвует, например, федеральный бюджет, как акционер, государство. Средства внешних инвесторов – самая проблемная зона, это связано с тем, что основной серьёзный внешний инвестор наших проектов – «РусАл» сегодня не имеет возможности инвестировать в прежнем объёме. Средства, которые должны были поступить к нам от РАО «ЕЭС России» в виде выручки от продажи акций, этот источник для развития тоже сегодня недоступен, поскольку, как вы знаете, цены на акции упали, и сейчас нет смысла продавать за бесценок те активы, которые нам в наследство от нашей мамы достались.
Как расходуются все эти средства. Большая часть – это строительство объектов, из инвестпрограммы в 79 миллиардов это 64 миллиарда рублей. Дальше, следующая по значению, это программа технического перевооружения и реконструкции, об этом я скажу позже, достаточно, может быть, развёрнуто. Дальше, порядка миллиарда рублей на проектирование новых перспективных объектов. Но здесь, судя по всему, у нас в этом году случится перевыполнение инвестиционной программы, так как есть принятое буквально в прошлом месяце постановление правительства о том, что на проектирование станции Южно-Якутского гидроэнергетического комплекса направляются достаточно серьёзные средства в виде трёх миллиардов рублей на два года. Когда получим деньги, тогда будет понятно, как корректировать инвестиционную программу, но соответствующее решение уже есть. Совсем немного в этом кризисном году у нас на развитие возобновляемых источников энергии – 700 миллионов рублей, совсем немного на НИОКР – 0,4 миллиарда рублей. Но это очень важное вложение, потому что в условиях кризиса, конечно, нас так и подмывало вообще прекратить все исследования, а это исследование, в первую очередь, по повышению энергоэффективности, по созданию новых образцов техники возобновляемых источников энергии, такие как приливная энергетика, то направление, в котором у «РусГидро» и у России в целом есть достаточно серьёзные заделы, достаточно серьёзные приоритеты. На самом минимуме, оставляя в инвестиционной программе только пилотные, небольшие проекты в области возобновляемых источников – это бинарный блок мощностью 2,5 мегаватта на Камчатке, который позволяет использовать низкопотенциальное тепло, которое есть не только на Камчатке, но и в Сибири и в других местах на Дальнем Востоке, и на Северном Кавказе и даже в Калининграде, во многих точках нашей страны. Это проектирование северной приливной станции 11-мегаваттной, которая будет уже не опытно-экспериментальная, как, например, имеющаяся сегодня Малая Мезенская приливная станция, а будет уже опытно-промышленная, на которой будет отработан тот штатный блок, который дальше будет использоваться для строительства крупных станций. Это проектирование ветропарка на острове Русский, так сказать, того проекта, который должен, в общем-то, быть пилотным, первым в целой серии проектов ветроэнергетических. И подобного рода вещи. Мы оставили их, добились того, что совет директоров разрешил нам оставить их по самому минимуму, для того, чтобы работы не остановились, потому что средний возраст учёных, наших лидеров научных, которые занимаются приливной энергетикой – 70 лет. То есть самые молодые – 60 лет, самые, так сказать, зрелые – 80 лет, год – два остановки критичны для этого процесса, поэтому я и бился, мы бились с нашими умными министерствами-ведомствами, которые сообщали нам, что не время этим заниматься.
Каким образом нам сократив в полтора раза инвестиционную программу не удалось потерять практически ничего из пусков – это сокращение затрат, вот такой банальный, привычный термин, но это серьёзное место для творческой работы. Ну, например: имея, не потеряв ни копейки выработки и выручки за последнее время, в баланс, как вы знаете, Системный Оператор всегда включает нас, гидрогенерацию, мы сократили на 17% численность персонала. Наверное, первыми их всех энергетических компаний. С подрядчиками мы обошлись жёстко и цинично, просто всех заставили подписать соглашение о переносе сроков расчёта с 30-ти дней на 60 дней. Это что означает, что на одну двенадцатую, поскольку один месяц, мы свою инвестиционную программу по физике сохранили, уведя один их платежей. Дальше, точно так же цинично и жёстко всем подрядчикам предложили просто на 10% снизить сумму договора, вот так просто. Надо сказать, что у нас система организации подрядчиков сырья (бетоном, металлом), на большинстве точек централизована, у нас свои бетонные заводы, и в этом смысле тем снижением цен на цемент, на инертные, на арматуру, на остальные составляющие, которое произошло, нам удалось воспользоваться. Хотя всегда вот я, например, говорил: «Зачем нам эти бетонные заводы, зачем головная боль?» – пригодилось. Оказалось, тот, кто владеет бетонным заводом, он ловит вот это улучшение конъюнктуры. Хотя, конечно, если сказать о ценах на металл, они стремительно сейчас возвращаются на исходную позицию.
В четвёртом квартале, ожидая серьёзного обвала платежей, мы прекратили платить поставщикам, прекратили платить нашим подрядчикам, были слёзы, стоны, жалобы, статьи, звонили наши зарубежные акционеры и спрашивали: «Что нам делать, у вас банкротство уже?» Мы отвечали: «Держитесь, скоро станет лучше». В результате, менеджмент компании в новогоднюю ночь спал спокойно, поскольку подушка денежная была под головой мощная, мягкая. К счастью, это снижение платёжной дисциплины, которая, ну мы ожидали, постучу по дереву, оно пока не такое, как снилось нам в страшных снах. Спасибо, конечно, сетевым компаниям, которые сейчас на себя приняли основное бремя неплатежей, но, понимаете, как Северный Кавказ, он как не платил, так он и сейчас не платит, там кризис всегда был. По Дальнему Востоку если проблемы какие-то были, они как были, так и есть, то есть особого чего-то, в духе катастрофических предсказаний Нострадамуса, к счастью, не произошло.
А дальше мы стали экономить на чём угодно. Например, наши плотины являются такими экскурсионными объектами, ходят круизные теплоходы, все любуются, и так далее, а мы прекратили освещать плотины. Местные муниципалитеты, туристические фирмы протестовали, потом успокоились.
Дальше, собственные нужны. Серьёзный момент, серьёзная составляющая, если представить масштабы нашей компании. Мы сейчас осуществляем проектирование, осуществляем технико-экономическое обоснование и выходим уже на рабочее проектирование по первой станции, мы переводим отопление зданий наших ГЭС на использование технологий тепловых насосов. Потому что рядом находится водоём, гигантский аккумулятор тепла, температура в водоёме зимой, на улице -20, может быть -30, в воде 0, +1, +2 градуса, тепловые насосы. И вот из этих минимальных таких ручейков всего, собираются серьёзные вещи, это текущие издержки, стоимость инвестпрограммы на 10 миллиардов, текущие издержки, минимальная цена на 1 миллиард, хотя, например, эффекта от сокращения персонала в этом году нет. В электроэнергетике, уважаемые коллеги, все вы знаете, одно из самых гуманных отраслевых тарифных соглашений, и для того, чтобы человека сократить, надо его 25 раз предупреждать, выплатить ему Бог знает сколько каких-то ещё пособий, поэтому эффект от этого сокращения, конечно, будет в следующем году. Поэтому мы начали этим делом заниматься, ещё не дожидаясь беды, не дожидаясь каких-то вещей, когда пришлось бы людей переводить на четырёхдневную рабочую неделю и прочее.
Теперь о нашей самой главной болячке, о Богучанской ГЭС. 3000 мегаватт, 9 гидроагрегатов, плановый пуск первых трёх агрегатов – 10-й год. Готовность объекта на Новый год была уже пускового комплекса 83%, большую часть затрат мы сделали, первый гидроагрегат на площадке, второй и третий на заводе готовы, и вот в такой ситуации у нас исчезает партнёр. Нет у него денег, он есть физически, но денег у него нет. И вот здесь у нас наступил момент истины: или мы контрактуем выработку первых трёх блоков, прорабатываем, и схему выдачи мощности, интенсифицируем подготовку ложа водохранилища и так далее, или расписываемся в собственном бессилии, начинаем рассказывать про мировой экономический кризис, про падение цены алюминия на лондонской бирже, чего ещё там рассказывают…
Мы приняли первое решение, вместе с администрацией Красноярского края, вместе с Федеральной Сетевой Компанией, вместе с серьёзными, перспективными потребителями. Не случайно год назад мы проделали спецоперацию по приобретению в собственность красноярского энергосбыта, сейчас это всё пригодилось. Потому что, не вся выработка Богучанской ГЭС предполагалась для энергоснабжения алюминиевого завода. И первые 3 блока, которые 1000 мегаватт (на низком напоре 540 мегаватт), докладывают, их электроэнергия фактически, де-факто, законтрактована, мы можем эти блоки пускать и продолжать дальше строительство в той мере, как будем контрактовать в следующую выработку. Возобновляется через год строительство алюминиевого завода – возвращаемся в график, не возобновляемся после первых трёх блоков – несколько снижаем темпы, пускаем ещё следующие три блока, там тоже потянется потребление (и золотодобытчиков, и остальных всех).
Что касается того, можно ли строить без половины денег. Отдадим должное «РусАлу», «РусАл» научил нас на этой стройке экономить. Очень серьёзный инжиниринговый персонал «РусАла», современные, отработанные технологии, им глубокий, так сказать, респект, уважение, признаю, что многому мы у коллег учились. Да, коллеги, «РусАл» – это не гидростроители, но в области планирования, затрат, в области управления процессом и так далее это серьёзнейшие специалисты, о чём признаю с трибуны. И вот, используя наши профессиональные навыки и умения, используя профессиональные знания, навыки и умения русаловской части команды, и все те методы непопулярные работы с поставщиками и так далее, мы существенно, существенно, даже не буду говорить на сколько, стоимость строительства там сократили. И сейчас, с небольшим ещё дополнительным кредитным финансированием, которое мы надеемся структурировать по достаточно низким ставкам, переговоры эти ведём с крупнейшими банками, я думаю, что мы сможем строительство завершить. Дальше возникает вопрос, как мы оформляем наши отношения с нашим партнёром. Это тяжёлая тема, эту тему мы прорабатываем, ведём, соглашения у нас по британскому праву, с возможностью обращения в лондонский арбитраж и так далее, вот Санников улыбается, услышал про лондонский суд, да. То есть да, серьёзная тема, многолетняя, готовимся.
Следующий наш объект, Зарамагские ГЭС. Пуск этого года. Особенность стройки - она для нас, знаете, как в семье больной ребёнок, с которым все носятся. Всё, что могло происходить, происходило: лавины снежные сносили там посёлки строителей и так далее, но когда в прошлом году ещё и война случилась, и наша техника, вместе с наступающими российскими войсками, пошла туда в Южную Осетию, наши бензовозы, наши водовозки, собранные со всей России, всё, вплоть до спутниковых телефонов для руководства Осетии. Это миссия компании, там, где мы пребываем на Северном Кавказе, мы живём его проблемами. Мы находится на Камчатке – мы живём проблемами Камчатки. В этом смысле, вроде бы как, компания оптового рынка, на самом деле, у нас 3 розничных сбыта, и Кавказ весь мы сидим на рознице, и все те проблемы, которые есть у сетевиков, у сбытовиков, у местных властей, у коммунальщиков, в том числе, и войны за независимость – это наш крест, наша беда, и это съедает больше времени, чем работа над рынком мощности. Поэтому пока воевали там, совет рынка опять что-то напринимал, пришлось потом, вернувшись с войны, разбираться.
Бурейская ГЭС, следующий слайд, это наше любимое дитя, которое уже начало приносить плоды, уже началась выработка и докладывают, что второй месяц мы возобновили экспорт на Дальнем Востоке, пока это 100 мегаватт, но это 100 мегаватт те, которых мы ждали несколько лет. И здесь, наверное, и девальвация помогла, и помогла активная позиция «ИНТЕР РАО ЕЭС», нашего партнёра, но дальневосточный избыток электрической энергии, который появляется в паводок, мы достаточно успешно продаём. В этом году пускаем ещё 35 мегаватт, выводим на полную мощность и смотрим дальше, где мы работаем по Дальнему Востоку. Активно работаем вместе с нашим с «РАО ЭС Востока», вместе с «ИНТЕР РАО ЕЭС», вместе с Федеральной Сетевой Компанией, вместе с Минрегионом, работаем над структурированием инвестиционных проектов на Дальнем Востоке. Конечно, пока там не найдёшь потребителя и не навяжешь ему свою любовь, что-то строить бессмысленно, в условиях некоторой избыточности, но смотрим с оптимизмом на Дальний Восток, и как я говорил, разворачиваем масштабное проектирование южно-якутского генерирующего комплекса.
Отдельно скажу о программе техперевооружения и реконструкции. Это серьёзнейший участок работы. В 2009-м году мы, наконец, преодолели тенденцию старения основных фондов. Прошлый год возраст сохранился, в этом году впервые средний возраст основных фондов на несколько месяцев становится у нас моложе. Это серьёзный успех, за которым многолетняя работа, приходилось убеждать регуляторов, приходилось убеждать министерства, ведомства, региональные власти, что это надо делать. Потому что отношение к гидрогенерации всегда такое: оно всё само крутится, тратить деньги на это не надо. Вот сейчас работаем с индийскими собственниками гидрогенерирующих активов, и объясняем мы, что надо реконструировать, модернизировать, им это надо сказать. И они выглядят точно так же как работники ФЭКа в 2000-м году, вот ровно те же взгляды: «Зачем, оно же само всё крутится, и ещё 150 лет будет крутиться». Но убедили ФЭК в 2000-м году, думаю, что и индийский ФЭК тоже убедим. Потому что в нашей программе работа на рынках инжиниринга, в том числе, и в Индии, в других регионах, достаточно серьёзная составляющая.
У нас рабочим инструментом является вот эта наглядная картинка. Задача, чтобы красного цвета не было, потом был убит жёлтый цвет, остался зелёный, потому что зелёный цвет – это состояние основных фондов «хорошее», по всем нашим активам, по всем видам. Вот это инструмент управления техническими, технологическими рисками, достаточно серьёзные интеллектуальные системы. Могу сказать, что система «Максима», которую мы развернули, мы являемся одним из мировых лидеров по её глубокой реализации и использованию в бизнес-процессах, планировании ремонтов, технического перевооружения, реконструкции и модернизации.
И буквально два слова о ключевых инвестиционных проектах в области техперевооружения и реконструкции. Это полное обновление Волги, волго-камского каскада, который сегодня нас кормит и даёт нам основной источник средств для инвестиционной программы. Это и Углич, это и всё остальное, всю ту музейную технику, где у нас есть и 30-е годы, и 40-е годы, и кое-где даже 20-х годов оборудование, всё это мы заменяем, реконструируем. В основном, конечно, советская техника, но где-то есть и техника импортная, тот же «Фойт Сименс» на Угличе и так далее. Активно работаем на востоке и начинаем, наконец, программу техперевооружения и реконструкции на Северном Кавказе. Хотя, конечно, это убытки, хотя, конечно, это самая тяжёлая ситуация, поскольку деньги на это на Северном Кавказе собрать тяжело.
Вот так живёт наша компания в условиях кризиса. Я не скажу, что мы остановились в своём развитии, но мы очень сильно меняемся и рассматриваем кризис, как возможность. Эту возможность надо реализовывать, хотя и иной раз это приходится реализовывать такими не очень популярными мерами, как скандалы с подрядчиками, как сокращение численности персонала, но наступают лучшие времена, я думаю, что мы сможем развернуться в больших масштабах деятельности, в интересах российской электроэнергетики, в интересах российской экономики. Спасибо.
Межевич. Спасибо, Василий Александрович, за Ваш интересный доклад. Впервые, конечно, прозвучало, что у нас «РусГидро» – это одно из подразделений министерства обороны, это было любопытно очень для нас, так ведь можно получить вдобавок к председателю Правления ещё и заместителя министра обороны, Василий Александрович, спасибо, прошу присаживаться.
Следующий доклад, коллеги, поскольку так у нас перемешалось, кто-то подъезжает, кто-то с правительства, кому-то на правительство, кому-то ещё в какие-то места, наверное, мы построим вот так по циклу: мы завершим выступления генерирующих компаний, тех, кто предложился и записался на выступление, сетевых компаний, закончим оценкой генеральной схемы размещения объектов энергетики, что у нас, какие предложения в будущем, наверное, к этому времени появятся представители рынка электроэнергетики, и вот рынок электроэнергетики и строители, и на этом мы завершим свой круглый стол. Поэтому давайте в такой концепции будем двигаться, а сейчас слово предоставляется генеральному директору представителя «Enel» в России, председателю Правления Оптовой Генерирующей Компании номер пять, Доминику Фашу. Доминик, прошу.
Фаш. Доброе утро. Я немножко экспромтом, и откровенно говоря, слайды немножко надоели, могу показать очень много даже, но я хочу очень коротко говорить о нашей ситуации с самого начала. Во-первых, у нас, конечно, на этой неделе, вы понимаете, нестандартная ситуация. Беда у нас в Италии, и это действительно, это землетрясение… Но это тоже повод к тому, что в ОГК-5 была такая инициатива: деньги выделить на помощь детям в Италии, это редкость такая, потому что обычно наоборот, и мы, конечно, очень глубоко относимся к этой инициативе, и к тому, что наши русские коллеги разделяют ту беду, которая произошла у нас, у меня в компании двое итальянцев потеряли родных, это действительно беда, которая нас трогает, трогает нашу семью.
Во-вторых, я хочу сказать следующее. Вы видели ту же параллель, что в начале недели был большой форум Италия-Россия. К сожалению, Берлускони, и правильно сделал, остался в Италии, тем не менее, произошли очень плодотворные, и очень нужные рабочие встречи, и я сам, как вы знаете, я не итальянец, я француз, говорят что француз – это итальянец с плохим настроением, я не знаю. Тем не менее, я удивлён той силой, той предприимчивостью, которую итальянцы показывают, было 750, вообще, группа предпринимателей, которые приехали сюда. Почему я об этом рассказываю, потому что я ночью прилетел из Екатеринбурга, где у нас на Урале две станции, и там был визит министров, Скайола, Христенко были, и мы вчера показали не потёмкинские здания, а те работы, которые идут, те инвестиции, которые мы сегодня делаем. И я хочу, чтобы вы себе оставили в голове это, «Enel» до сих пор единственная компания, которая соблюдает свои обязательства. Сегодня мы инвестируем не только в Среднеуральск, и это могли вчера видеть все министры, чиновники (Синюгин был, наверное, зато сегодня отсутствует), видел, как строительство у нас идёт. И мы будем вводить те объекты, на которые мы взяли обязательства в срок, то есть в конце 2010-го года.
Что это значит. Это значит, что сегодня мы не требуем ни денег, ни сроки, ни специальные ставки, мы делаем своё. Я не говорю о том, я совершенно согласен с теми, которые говорят, что надо менять генеральную схему, я это давно говорю, даже до кризиса. Но я хочу сказать другое, я хочу, что когда у вас идёт такая программа серьёзная, когда вы смотрите дальше своего носа, как мы говорим по-французски, потому что кризис – это, для меня, я работал, вы знаете, в России с начала 90-х годов, я был во главе «Шлюмберже» долго, я уже видел, это уже третий мой кризис в России. И поэтому мы стараемся смотреть чуть дальше, потому что кризис кризисом, а потом придётся работать снова, и снова будут те же самые проблемы, которые были. Поэтому я хочу обратить ваше внимание что не надо тоже такие спешные решения принимать, надо подумать, ещё раз, дальше своего носа.
Эти инвестиции идут почему, потому что мы считаем, во-первых, что когда ты подписываешь DPM, ты подписываешь, это твоя подпись, и обычно мы всегда и везде соблюдаем свою подпись. Во-вторых, потому что спрос есть. Сегодня, может быть, конечно, упал, и мы это видим, и с нашими двумя станциями на Урале, мы же прекрасно видим спад потребления, мы же видим ситуацию на рынке тоже. Но, тем не менее, мы приехали сюда надолго, мы надеемся, что условия этого рынка дадут нам возможность остаться, и остаться долго.
Я хочу сделать три замечания на сегодняшний день. Первое замечание касается проклятого рынка мощности. Я хочу, чтобы было чётко понятно, и мы это повторили в начале недели во время встречи с господином Сечиным (я имею в виду, мы – это моим президентом, господином Конти), что рынок мощности – это инструмент для инвесторов, это не инструмент для защиты потребителей, и никогда не был и не будет. Он работает, когда нужны инвесторы. Насколько я понимаю, в течение многих лет не было инвесторов, поэтому это был стратегический выбор: пригласить инвесторов и дать им инструмент, который поощряет именно эти инвестиции. Сегодня превратить этот инструмент в какой-то другой инструмент – это большая стратегическая ошибка. И русское государство находится перед развилкой сегодня: или защитить пропотребительский кризис, не популистический, проолигархские, я имею в виду их маржи. Рынок – это временное, это краткосрочное решение. Или стратегические решения, чтобы поощрять инвесторов, чтобы через 2 года не было той же самой проклятой проблемы, которая снова вернётся. И здесь выбор простой, надо посмотреть по Осетии. По Осетии № 1, если взять первый вариант, инвесторы уйдут и долго их не будет. Второй по Осетии – что через 2 года будут снова те же самые проблемы, которые имели место последние 15-20 лет.
Впрочем, здесь тоже говорят, вы понимаете, и это не секрет, что в некоторых регионах было оказано давление на нас, я был с Росселем(?) вчера, и был такой разговор: «Давайте помощь «РусАлу», и всё». Это искусственный подход. Чтобы эти компании имели возможность конкурировать на рынке, надо, чтобы условия – и вы прекрасно понимаете, о чем я говорю – искусственно сниженная стоимость киловатт позволяет, конечно, конкурировать. Но это временное решение. То есть, чтобы русская промышленность действительно была competitive, она должна развиваться в нормальных условиях конкуренции. И поэтому здесь тоже стратегический выбор.
Второе замечание. Нигде в мире энергетические компании не являются носителем социальных программ, особенно когда они политизированные и частные. Это два разных вопроса.
То есть этот вопрос надо окончательно решать. Я понимаю, что надо, конечно, оставить социальные программы, но это можно делать совершенно спокойно, и нет никакого соотношения. Я могу дать пример, когда в ЮАР – я был тогда в «Шлюмберже», и нам была поставлена проблема отключения, или проблема оплаты в township, где традиционно в этих township не было никакой оплаты. Мы решили эту проблему системой предоплаты. Красиво? Сегодня нет проблем. Платят все township. Условия игры: не заплатил, и тебя отключили. Вы извините, но попробуйте купить хлеб на улице без того, чтобы платить.
То есть этот вопрос, систему «перекрестки» надо закончить. И я понимаю, что это политическое решение, но есть системы, которые позволяют перейти из сегодняшней системы к совершенно другой, прозрачной системе.
И третий вопрос. Это касается тоже, это вопрос энергосбережения, или энергоэффективности, который, если я правильно понимаю, есть закон – второе чтение у вас сегодня?
Я хочу четко сказать: у нас довольно много опыта и во Франции, и в Италии, потому что, конечно, у нас эти проблемы из-за того, что киловатт стоит в 2-4 раза, дороже, в зависимости от страны. Во Франции – в 2,5 раза, потому что у нас, вы знаете, большая атомная программа; в Италии это 4-5, в Дании это 5 с чем-то. Киловатт стоит гораздо дороже – энергоэффективность тут же выше. Если в среднем киловатт стоит примерно в 3 раза дороже – здесь в 3 раза дешевле, но употребляют в 3 раза больше.
Может быть, надо подумать над этим? Надо подумать о том, что без того, что посчитать себестоимость, без того, что посчитать возможности инвесторов, надо просто здесь, если вы хотите добиться чего-то в области энергосбережения – без того, что бить по карману, ничего не получится. Все остальное – это сопроводительные меры.
Я хотел вам дать эти три мысли просто на размышление. Так как я обещал быть очень коротким, я скажу, как в песне у Высоцкого, «хочется верить, что сжигать корабли выйдет из моды». Хочется верить, что не закончится, как у Виктора Степановича – хотелось как лучше, а кончилось, как всегда. Спасибо.
Ведущий. Доминик, большое спасибо за выступление. Уважаемые коллеги! Мы специально поставили это выступление. Это выступление того нового владельца, иностранного собственника в одной из крупнейших генерирующих компаний, чтобы вы выслушали намерения, прогнозы, советы, в конце концов. Надеюсь, доклад вам понравился.
Следующий докладчик – Санников Алексей Валерьевич, заместитель генерального директора «Холдинга МРСК», и прошу подготовиться Трофимова Юрия Ивановича, генерального директора «Московской электросетевой компании».
Санников. Добрый день, уважаемые коллеги! Добрый день, Валентин Ефимович! Я расскажу о том, что творится с инвестиционной программой «Холдинга МРСК» в условиях кризиса.
Что было в прошлом году по составлению инвестиционной программы на 2009 год и в целом по трехлетке?
Первая инвестиционная программа, которая была создана в мае, перед началом тарифной кампании, составляла в целом 176 миллиардов рублей по стране. Если учесть при этом, что выполнение на 2008 год было 106 миллиардов, то вы видите, что был запланирован достаточно существенный рост, который отражал потребности регионов в новых мощностях, потребности регионов в более надежном энергоснабжении, особенно в крупных городах.
Тем не менее, с учетом того, что с середины лета начался период активного финансового кризиса, началось резкое уменьшение объемов энергопотребления – мы видим это на тех графиках, мы видим снижение потребления в ноябре.
В целом перед принятием уже конкретно тарифно-балансовых решений инвестиционная программа была уменьшена. Уменьшена без смещения объектов вправо, а в основном за счет того, что была применена программа управления издержками и подсчитана новая стоимость металлов и материалов, и мы вышли в ноябре в правительство с инвестиционной программой 138 миллиардов.
Тем не менее, в декабре прошли тарифно-балансовые решения; окончательно стало понятно, что будет с полезным отпуском. В целом полезный отпуск упал по регионам на 5% по сравнению с 2008 годом – это уже медицинский факт, факт первого квартала. По ряду регионов падение было еще более значительным. В частности, по Вологодской области – 20%, Белгородской области – 14,5%, Липецкой области – 16%, Татарстану – 11%, Челябинской области – 17%.
Мы получили картинку, в которой полезный отпуск меньше, как я уже сказал, уровня 2008 года, и меньше, чем запланированный плановый полезный отпуск на 2009 год, на 9%. Почему я говорю про плановый полезный отпуск? Потому что это та цифра, от которой считалась наша выручка, та цифра, из которой мы и должны были планировать свои собственные инвестиции.
В этих условиях была создана новая стратегия, была создана новая программа, при которой мы сформировали новые сценарные условия, и в этих сценарных условиях произошел резкий пересмотр инвестиционной программы холдинга на 2009 год.
Была проведена достаточно большая работа совместно с Министерством энергетики и с руководством субъектов Российской Федерации. Она завершилась 20 марта согласованием большинства инвестиционных программ, в котором были учтены все эти риски, а также резкое уменьшение продаж и объемов платы за технологическое присоединение.
Хотел бы отметить, возвращаясь к плате за технологическое присоединение, то, что это уменьшение произошло в целом по всей стране примерно на 30%.
Итак, была составлена инвестиционная программа, которая в конечном итоге из 138 миллиардов превратилась в 78.
К сожалению, это тот факт, с которым мы вынуждены жить. Это тот факт, который отражает нынешние условия, состояние экономики «Холдинга МРСК», тот факт, который отражает резкое снижение потребности регионов в присоединении, резкое снижение потребности регионов, и даже не столько потребности, сколько возможности купить новую мощность для активного роста.
Какие приоритеты были заложены в инвестпрограмме? Корректировки в инвестпрограмме на 2009 год? Безусловно, главные мероприятия – это мероприятия по повышению надежности функционирования единой системы. Также мы включили в программу те мероприятия, которые считаем важными и ключевыми, по энергостроительству, в первую очередь, в крупнейших регионах, таких как Москва, Санкт-Петербург, строительство объектов олимпийской программы в городе Сочи. На это выделены отдельные средства из федерального бюджета, на поддержку этого строительства, так же, как и на строительство проекта БТС-2.
Еще раз я хотел бы обратить внимание на позицию регионов, которые очень внимательно отнеслись к инвестиционной программе, к той трехлетке, которая была принята год назад. Сдвинули те объекты – максимальное количество объектов сдвинули на 2010 год, что в конечном позволило сформировать взвешенную, уверенную программу, которую мы, надеюсь, выполним в этом году. Общий дефицит составил у нас порядка 60 миллиардов, и из них не обеспечены финансовыми источниками более 40 миллиардов рублей.
В апреле 2009 мы сейчас приступаем к формированию новой трехлетки; пока идем в графике того, что трехлетка 2009-2011 гг. составит общее количество инвестиций 254 миллиарда рублей.
Что бы я хотел отметить? У нас крайне непростая ситуация прошла по тем регионам, которые перешли на новую систему регулирования, систему регулирования RAB. В 2008 году был принято решение по девяти пилотным регионам, и с 1 января 2009 года эти регионы перешли на новую систему регулирования. Какие были приняты параметры RAB’а? Первое – это период регулирования, 5 лет. Первый период – 3 года, для отдельных МРСК был принят период 5 лет. Период возврата капитала – 35 лет. Нормативная структура капитала: 30% – долг, 70% – акционерный капитал. Нормативная стоимость акционерного капитала – 14,2%. Операционные расходы индексируются на индекс потребительских цен. Регуляторный ценз, снижение подконтрольных операционных расходов, индекс эффективности операционных расходов – от 1 до 2,5%. И экономия от снижения подконтрольных операционных расходов сохраняется в течение всего периода регулирования, то есть в течение всех пяти лет.
Что произошло по RAB’овским регионам в условиях кризиса? Во-первых, существенным образом по ряду регионов изменилась позиция местных властей. Ряд регионов изменили свое отношение к RAB’у практически с позитивного на негативное. Кроме того, возникли проблемы и с федеральными органами исполнительной власти, которые хотят видеть дополнительные материалы для принятия решений, в первую очередь, материалы по возможности кредитования и получения кредитов и займов для таких сетевых организаций, которые перешли на эту новую систему.
Самое большое беспокойство – это снижение темпов полезного отпуска, от которого мы считаем и производим наши продажи, и возможность включить в тариф передачи необходимую инвестиционную составляющую.
По рынку заемного капитала возникла проблема, когда ограничена ликвидность, и привлечение заемных средств в необходимых объемах, а что самое главное – по необходимым ставкам, резко ухудшилось. Фактически удвоилась стоимость обслуживания заемных средств по сравнению с той стоимостью, которая вошла в состав тарифа.
Тем не менее, что происходит сейчас, после предварительного анализа, в регионах RAB? Когда мы их сравниваем с теми регионами, которые не перешли на новую систему, мы видим, что те риски, особенно риски получения кредитов и заемных средств, у систем, которые находятся в классической системе регулирования, существенно выше.
Кроме того, по ряду крупнейших энергосистем, таких как МОЭСК (Москва) и «Ленэнерго» – они достигли своих пределов заимствования, и из текущего потока им уже невозможно привлекать кредитные ресурсы для выполнения своей инвестиционной программы. Хотел бы обратить внимание на то, что это крупнейшие инвестиционные программы из всех региональных сетей.
Наши предложения, с которыми мы вышли в правительство, которые сейчас активно рассматриваются в Министерстве энергетики, Министерстве экономики и Федеральной службе по тарифам – это создать возможность перехода на RAB внутри тарифного года, внутри года регулирования; для стабилизации и прояснения государственной политики в секторе утвердить график перехода оставшихся регионов на долгосрочное регулирование. С 1 января 2010 года предлагается перевести на новую методику не все регионы, как планировалось, а только те, которые наиболее критически инвестиционно зависимы: Москва, Московская область, Санкт-Петербург и Ленинградская область. А с 1 января 2011 года мы планируем перевести все оставшиеся регионы, за исключением Северного Кавказа, на новую методику регулирования.
Вот вкратце о состоянии дел по инвестиционной программе «Холдинга МРСК». Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо большое. Следующий докладчик – Трофимов Юрий Иванович, генеральный директор, «Московская электросетевая компания». Прошу.
Трофимов. Уважаемый Валентин Ефимович, уважаемые члены президиума и участники форума! После выступления Алексея Валерьевича, конечно, я могу существенно сократить свое выступление, потому что многое уже было сказано, в том числе и про нашу компанию.
Но начать я хотел все-таки с того, что «Московская объединенная электросетевая компания» – это достаточно молодая компания, хотя история развития сетевого комплекса уходит в начало прошлого века.
МОЭСК образован 1 апреля 2005 года путем выделения из «Мосэнерго» сетевых активов напряжением 220, 110, 35, 10, 04 киловольт по Москве и по Московской области.
Этот же период, как вы помните, ознаменован еще одним неприятным событием – это 25 мая 2005 года, произошла крупнейшая системная авария в московской энергосистеме, которая охватила еще и соседние энергосистемы. И еще одно событие – это зима 2005-2006 года, суровейшая зима для этой территории, когда температуры доходили до минус 30 и ниже.
И все эти события: и авария 25 мая, и зима – послужили мощным катализатором к тому, чтобы инвестиционная деятельность сетевого комплекса московского региона должна была развиваться более активно, чем было до этого. А было до этого в рамках «Мосэнерго» – не более 3-5 миллиардов ежегодно тратилось на развитие сети.
Конечно же, после этого сразу же поступили команды РАО «ЕЭС России» на тот момент, и был соответствующий приказ о первоочередных мерах, которые нам необходимо было выполнить уже сразу в 2006 году.
Появились документы – это соглашение между РАО «ЕЭС России» и московским правительством, аналогичный документ между правительством Московской области и РАО «ЕЭС России», которые потом корректировались, соответственно, под те условия, в которых находилась компания и территория.
Соответственно, мы себе поставили задачу – срочно разработать системную схему развития сетей до 2020 года. И, наконец, 22 февраля 2008 года появилось распоряжение Правительства Российской Федерации за номером 215-р, в которое попали также и наши объекты.
Эти основополагающие документы, в общем-то, послужили основой того, чтобы нам разработать инвестпрограмму на 2006, 2007, 2008 год.
Выполняя эту программу, в целом компания освоила за три года 91 миллиард. То есть 3,5 миллиардов ежегодно – до этого, и за три года – 91 миллиард.
Безусловно, та работа, которая была проделана за этот период, решила две основные задачи. Прежде всего, это повышение надежности электроснабжения потребителей этого региона, и второе при решении этой задачи – это создать возможность присоединить новые мощности.
Я просто хочу напомнить, что активность потребителей в тот момент (это в 2006-2007 году), была такова, что ежегодно мы должны были в Москве присоединять 1168 мегаватт. А на начало 2006 года 95% питающих центров города Москвы были закрыты по тем нормативам, которыми мы сегодня пользуемся, это Правила технической эксплуатации в электроустановках. То есть они были загружены более чем на 105%.
Безусловно, и первая, и вторая задача были очень важны и требовали решения. И там эту задачу удалось решить. Мы за это время сумели обеспечить присоединение практически всех потребителей на территории Москвы и Московской области. Мы за это время освоили – это четвертый слайд, капвложения по годам, динамика здесь видна, но кроме этого, еще к этим цифрам надо добавить 24 миллиарда – это лизинговые объекты, которые по бухгалтерскому учету здесь просто нами не учитываются.
Безусловно, мы присоединили суммарно мощность – тоже здесь по годам на шестом слайде показывается; седьмой слайд – ввод трансформаторной мощности, также по годам, и вот 2008 год – пиковые 3841 мегаватт.
Вся эта введенная мощность не только обеспечивала включение новых потребителей, но разгрузила существенно, в принципе, питающие центры, и те линии, построенные – они также разгрузили линии электропередач.
То есть, короче говоря, после выполнения этих работ значительно повысилась надежность в Московском регионе, что было отмечено при подведении итогов на заседании правительства Москвы.
Ведущий. Юрий Иванович, извините, я вынужден перебивать. Уже десять минут истекают – подсократитесь, пожалуйста.
Трофимов. Какие задачи сегодня стоят у нас перед компанией? Алексей Валерьевич уже сказал о том, что есть финансовые сложности. Я просто хочу на примере нашей компании сказать, что в тарифном регулировании на этот год тот полезный отпуск, который был предусмотрен, отстает от планов – факт отстает от планов на 7,5%. По году, если такой темп сохранится, мы потеряем 5,5 миллиардов в доходной части от основного вида деятельности – транспорта электроэнергии.
Потребление потребителей в Москве и Московской области сократилось где-то в 3,5 раза. Если я называл вам 1168 мегаватт – присоединяемая мощность, которая фактически была присоединена в 2006, 2007 году, то на этот год мы планируем всего 300 мегаватт.
Безусловно, мы в этой ситуации обязаны были пересмотреть инвестпрограммы; мы их пересмотрели. С 52 миллиардов 2009 года, которые были ранее запланированы, инвестпрограмма этого года составляет 21,3 миллиарда.
Но эта инвестпрограмма полностью финансово обеспечена, что самое главное, и решает, опять-таки, две те же самые задачи – это обеспечение необходимой надежности на предстоящую зиму и включение всех потребителей, перед которыми мы взяли обязательства в наших договорах по присоединению.
Такая позиция и такая политика планирования инвестпрограммы у нас будет сохраняться и на 2010 год. Мы сейчас над этим работаем. Цифры будут примерно такого уровня, и с теми же самыми задачами.
Я должен сказать, что тот успех, который мы имели в инвестпрограмме за три года, безусловно, заложил очень серьезную базу по надежности в нашей компании, и мы сегодня этой базой будем пользоваться.
Но придет время, когда кризис пройдет, и темпы роста инвестиционной деятельности других отраслей возобновятся – мы не должны потерять это время. Это какая-то передышка для нас; несмотря на финансовые проблемы, энергетики сегодня понимают, что эту передышку надо использовать, с тем, чтобы уметь сегодня угадать, где, какой регион и как будет развиваться, и опережающими темпами развить свою инфраструктуру, чем мы сегодня и занимаемся. Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо большое. Следующий докладчик – Шаров Юрий Владимирович – я, к сожалению, не успел предупредить. «Восточная энергетическая компания». Есть Юрий Владимирович в зале? И следующий докладчик у нас – Ливинский Анатолий Павлович, исполнительный директор Всероссийского теплотехнического научно-исследовательского института, некоммерческого партнерства.
Шаров. Добрый день, уважаемые участники форума! Вашему вниманию предлагается краткая информация о проекте экспорта электроэнергии в Китай. Об этом проекте уже говорили коллеги в предыдущих выступлениях, и ФСК, и «РусГидро».
В чем заключается суть проекта? Это увеличение объемов экспорта электроэнергии из России в Китай за счет строительства на территории Российской Федерации на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири новых генерирующих мощностей, новых электросетевых объектов и выдачи мощности в Китай с поэтапным увеличением до 60 миллиардов киловатт-часов в год.
На первом этапе объемы экспорта обеспечиваются за счет существующих мощностей Дальнего Востока и строительства новых генерирующих мощностей. На втором и третьем этапе ориентируются в основном на строительство новых объектов общей мощностью до 1800 мегаватт, а также сетей переменного и постоянного тока на территории России и Китая общей протяженностью 3400 километров.
Инициаторами этого проекта были РАО «ЕЭС России» и Государственная электросетевая корпорация Китая, которая является одной из крупнейших компаний в мире, занимает 24-ое место в списке крупнейших компаний.
Оператором проекта является «Восточная энергетическая компания», которая входит сейчас в холдинг «Интер РАО ЕЭС», а была создана по инициативе РАО «ЕЭС России» для реализации этого проекта.
Структура этапов реализации проекта. На первом этапе, как я говорил, ориентируются на существующие мощности и строительство новой собственной генерации мощностью от 300 до 600 мегаватт. Предполагается поставка электроэнергии в объеме до 4,5 миллиардов киловатт-часов в год, для чего планируется построить новую линию электропередач 500 киловольт и вставку постоянного тока на территории Китая мощностью 750 мегаватт.
На втором этапе планируется построить как минимум две тепловые электростанции в «ЭС Востока» на борту угольных разрезов общей мощностью 3600 мегаватт, увеличив тем самым объем экспорта еще на 18 миллиардов киловатт-часов, и выдача мощности планируется по линии постоянного тока, напряжение плюс-минус 500 киловольт.
И на третьем этапе – еще новые мощности, 7200 мегаватт на тепловых станциях, и изучаются возможности для участия гидростанций в реализации этого этапа. В этом случае при реализации объем экспорта увеличится еще на 38,5 миллиардов киловатт-часов в год, а для выдачи мощности будут построены новые линии постоянного тока напряжением либо плюс-минус 600 киловольт, либо плюс-минус 800 киловольт.
На этом слайде показана схема выдачи мощности на первом этапе нашего проекта. Зеленым пунктиром показано строительство новой линии 500 киловольт, о которой я говорил, и показаны из узла города Благовещенска существующие линии напряжением 220 киловольт и 110 киловольт.
После 2011 года будут введены собственные мощности, и планируется парогазовой установки в городе Хабаровске мощностью от 400 до 500 мегаватт; рассматривается также расширение Благовещенской ТЭЦ еще одним блоком.
На этом слайде показаны предполагаемые размещения угольной генерации на территории Восточной Сибири и Дальнего Востока. На Дальнем Востоке это Ерковецкое угольное месторождение и строительство новой ТЭЦ на его борту, и Ургальская ТЭЦ в Хабаровском крае. В Восточной Сибири это Харанорское, Татауровское и Аланчигирское(?) угольные месторождения, соответственно, со строительством новых тепловых станций на борту этих разрезов.
На этом слайде показано размещение этих объектов с выдачей мощности в Китай. Из Восточной Сибири две линии постоянного тока, и вот от Ургальской станции выдача также по линии постоянного тока в район города Шэньяна.
Существует и сейчас активно рассматривается вариант реализации, скорее всего, третьего этапа нашего проекта, при котором возможно строительство атомной станции в Приморье мощностью от 3 до 4 тысяч мегаватт. В этом случае такое размещение генерации на Дальнем Востоке, в районе Амурской области, в Восточной Сибири, и соединение линиями постоянного тока с одним центром на китайской территории дает дополнительный эффект, в том числе и для нашей энергосистемы – я о нем скажу чуть позже.
И с другой стороны, такая конфигурация реализации проекта дает возможность для расширения этого «Восточного энергетического кольца», подключения к этому проекту не только Китая, России, но и Южной Кореи, Монголии, Японии. Такие проекты рассматривались, южно-корейский институт разрабатывал программу «Неорест»(?), которая очень созвучна тому, что мы сейчас делаем.
При реализации проекта возникает эффект, если с точки зрения энергетики, то это создание связи между энергосистемой Сибири и Дальнего Востока, которая окупается за счет экспортных поставок; формирование условий для появления полноценного рынка электроэнергии и мощности на Дальнем Востоке. Привлекаются частные инвестиции в энергетику Дальнего Востока, создаются новые рабочие места.
Реализация «Восточного энергетического кольца» дает эффект, связанный с уменьшением необходимой установленной мощности до 1400 мегаватт за счет совмещения максимума нагрузки и оптимизации резервной мощности. По подсчетам проектного института, это позволит сэкономить порядка 150 миллиардов рублей в сравнении с генеральной схемой.
Дозагрузка новых станций, построенных для реализации экспортных поставок, – дозагрузка их для работы и на внутренний рынок на 500 часов позволяет заместить от 6 до 11 миллиардов киловатт-часов электроэнергии, выработанной на эффективных станциях, по сравнению с тем, что существует сейчас. Это позволит снизить тариф для потребителей в «ЭС Востока» и «ЭС Сибири», улучшить показатели эффективности проекта. Также это ведет к повышению надежности энергоснабжения потребителей за счет включения систем автоматики энергосистем, управляемых экспортных линий электропередач. И, как я уже сказал, это создает основы для дальнейшего развития энергетики Дальнего Востока.
Первый шаг по реализации проекта уже сделан – несколько шагов, надо сказать. Разработан технический проект реализации первого этапа. На китайской территории линия фактически уже построена, 500 киловольт; на нашей территории, в ближайшее время, я надеюсь, начнется строительство. И по существующим линиям электропередач напряжением 110-220 киловольт из района узла Благовещенска начаты поставки электроэнергии – так называемый «нулевой этап».
Для нас во время визита в Китай вице-премьера, господина Сечина, был подписан контракт на пробную поставку электроэнергии по существующим линиям 110 и 220 киловольт в объеме на 3 месяца 240 миллионов киловатт-часов, и сейчас завершаются переговоры по подписанию контракта до конца 2009 года. Так что наш проект уже стартовал, и с практической точки зрения экспорт электроэнергии в Китай возобновлен по существующим линиям, и надеемся, что в 2010, конце 2010 года, в 2011 году начнутся поставки по линиям напряжения 500 киловольт. Спасибо за внимание.
Ведущий. Спасибо за доклад. Следующий доклад – Ливинский Анатолий Павлович. Приготовиться Сорочинскому Андрею Валентиновичу.
Ливинский. Добрый день, уважаемые коллеги! Я хотел бы, прежде всего, выразить благодарность нашим организаторам за организацию этого форума, поскольку в последнее время электроэнергетики очень мало собираются.
Во-вторых, Всероссийский теплотехнический институт, который я здесь представляю, на протяжении последних лет вел мониторинг выполнения инвестиционной программы. Начиная с 2006 года, ежемесячно.
И то, что получилось в результате выполнения двух лет этой инвестиционной программы, я бы хотел здесь очень коротко вам изложить на основе тех материалов, того мониторинга, который мы делали, наше видение, что дальше делать.
Во-первых, здесь основные цели и задачи генсхемы. Я не буду комментировать – они всем участникам форума, я надеюсь, известны.
Хотел бы напомнить вам те цифры, которые декларировались в нашей генсхеме – это 186 гигаватт мощности к 2020 году по генсхеме, и инвестиционная программа на 2006-2010 год была определена объемом в 34 гигаватта мощности вводов.
Кроме того, закладывалось, что, в первую очередь, должна быть избыточной сетевая инфраструктура, предусмотренная в инвестиционной программе, и упор делался на ввод крупных тепловых станций конденсационного типа, которые должны обеспечить основной прирост вводимых мощностей.
К чему при этом стремилось РАО «ЕЭС России»? Сегодня можно, наверно, об этом говорить. Я думаю, что задача была – не только обновление энергетических мощностей, но, наверно, и выгодно продать те энергоактивы, которые за счет ажиотажного спроса и декларирования той инвестиционной программы, действительно, взлетели вверх.
Ну, наверно, это удалось. Задача была правильная, наверно, и более 800 миллиардов за счет продажи было обеспечено.
Кроме этого, в инвестиционной программе основной упор делался на две модели реализации инвестиционных проектов: это так называемые EPC-модели и модели EPCM-подрядчика. И та, и другая предусматривала строительство объектов «под ключ», но разница в этих программах есть, и существенная программа.
Большинство заказчиков инвестиционной программы, естественно, в последнее время, растеряв специалистов, которые могли управлять капитальным строительством энергообъектов, чтобы снять с себя ответственность и переложить эти проблемы возведения объектов на плечи генподрядчика, именно пошли по пути этих двух моделей.
Я не буду вдаваться в подробности – там, по-моему, целый круглый стол будет посвящен, что такое EPC-модель, что такое EPCM-модель. Могу только сказать, что по модели EPC-подряда это довольно жесткая система, которая практически всю ответственность за возведение объектов перекладывает на плечи подрядчика, а EPCM-модель менее жесткая, и там ответственность делится между подрядчиком и заказчиком.
Так вот, за 2007-2008 гг. мы проанализировали все объекты, которые строились и которые находятся в стадии строительства, и получилось, что EPC-контрактору 32 объекта (это зеленый цвет) – договор заключен, 9 объектов (бежевый цвет) – конкурс объявлен, и 16 – конкурс находится еще только в планах. По той инвестиционной программе, которая была утверждена правительством.
По EPCM-контрактору 20 объектов – заключен договор, 3 – конкурс объявлен, и 2 еще в планах.
И простой подряд, тот подряд, который классически был, всегда присутствовал у нас, еще с советских времен, когда создается в организации ОКС или дирекция по строительству, и идет конкурсный отбор исполнителей проекта по стадиям. Так вот, по этой модели 8 объектов уже построено, 36 – договор заключен, 4 проекта – конкурс объявлен, и 10 находятся в планах.
Кроме того, за этот двухлетний период постоянно переносили сроки проведения конкурсных процедур, и порой это время доходило до шести месяцев. Часто пересматривались решения конкурсной комиссии по выбору победителя, или очень часто заказчик не мог определиться, по какой модели вообще реализовывать проект, и это все накладывало и создавало те причины невыполнения инвестиционной программы.
Так вот, мы проанализировали удельные капитальные вложения по разным моделям реализации инвестиционной программы. Самый дорогой – это, естественно, EPC-контракт. Он самый жесткий, самый дорогой для заказчика, естественно, поскольку ответственность находится на подрядчике. Почти 38 миллионов рублей за мегаватт вводимой мощности. EPCM-контракт – чуть поменьше, а простой подряд получился значительно дешевле.
Кроме того, нам необходимо было признать, что заявленная в инвестиционных предложениях стоимость, после того как отторговались на конкурсах, увеличилась на 15-30%.
Кроме того, допустим, строительство парогазовой станции уже сегодня, на данном этапе, в 1,2 раза превышает стоимость такой же станции на Западе. Я понимаю, что с учетом того, что это только на стадии заключения контракта такая стоимость – а мы же знаем, что пока объект будет построен, эта стоимость, конечно, еще будет возрастать.
Поэтому мы попытались сделать предварительные итоги выполнения инвестпрограммы. Получилось таким образом, что с 2006 года по 2008 включительно у нас было введено 28 энергообъектов – это я имею в виду только по теплогенерации. Это 3834 мегаватта мощности, 85% плана инвестиционной программы. Довольно неплохо, но надо учесть, что это самые лучшие годы – это был 2007-2008 год.
Кроме этого, за это время было заключено 89 инвестиционных проектов, которые сегодня находятся в стадии строительства. Это еще на 18 тысяч мегаватт мощности.
Потом появились новые собственники, пошел пересмотр программ генерирующих компаний. В итоге 12 инвестиционных проектов мощностью почти 4,5 тысячи мегаватт были перенесены на более поздние сроки, а 16 инвестпроектов временно приостановлены. Когда они будут распечатаны дальше – пока неизвестно.
Поэтому мы попытались сделать экспертную оценку, как же до конца 2012 года, что будет с инвестиционной программой? Я прошу строго не судить – это экспертная оценка, и мы ее брали не по вводу, а по выполнению каждого этапа строительства, по каждому году.
Так вот, получилось, что в 2009 году, если ситуация не изменится, то мы ожидаем 60% выполнения инвестиционной программы, а в последующие годы идет, по нашим прогнозам, резкое снижение выполнения этой инвестиционной программы. Я повторяю, что это интегральный процент.
В чем причина отставания? Думаю так: даже без учета кризиса программа была обречена на невыполнение. Кризис, конечно, тут добавил.
Так вот, даже без учета кризиса основной риск невыполнения программы ввода мощностей – это, конечно же, пересмотр новыми собственниками объектов ввода. Хоть тут итальянский коллега говорил, что они свою программу выдерживают, но это, видимо, исключение, а не правило, к сожалению.
Кроме того, мы считаем, что все-таки сегодня слабая компетенция и готовность генерирующих компаний самостоятельно осуществлять техническое сопровождение строящихся объектов.
Кстати, тот риск, о котором все говорили, что риск при выполнении инвестиционной программы будет в нехватке проектных мощностей, нехватке строительно-монтажных организаций – он сегодня не оправдался.
Около 30% генеральных подрядчиков не имеют достаточного опыта реализации проектов на объектах теплоэнергетики.
Недопустимо продолжительны сроки проведения конкурсных процедур по отбору генеральных подрядчиков.
Сегодня в России мало генеральных подрядчиков, которые могут выполнять в полной мере весь объем работ на строительных площадках. К сожалению, заказчики привлекают авторитетные зарубежные компании, а они идут со своими проектами, со своим оборудованием, что не дает возможность загружать отечественное энергомашиностроение.
Надо сказать, что и отечественные энергомашиностроители не готовы сегодня полностью были покрыть программу – это мы тоже понимаем, но, тем не менее, большинство возможностей, конечно, у нас были.
И последнее. Мы начали инвестиционную программу, не имея типовых решений по сооружению энергетических объектов, что, я считаю, также сказалось на выполнении программы. Ну, и ко всему, что было сказано – это плюс глобальный экономический кризис. Это дополнительно к тому.
По типовым решениям я только могу сказать одно – что в программе предусмотрено 45 типоразмеров тепловых электрических станций, 45 типоразмеров. Мы посчитали, что по парогазовым и угольным энергоблокам можно было бы обойтись 7 типоразмерами. Я понимаю, что спорно, мы будем сейчас говорить, что это рынок, рынок должен дать возможность каждому заказчику свой выбирать, но факт есть факт – что, допустим, Китай вводит по 80-100 гигаватт мощности, и при этом имея в виду ограниченное число типоразмеров станций, особенно угольных.
Хочу обратить ваше внимание еще на один очень важный факт – это коэффициент использования установленной мощности оборудования, так называемый КИУМ. Так вот, сегодня в России фактически этот коэффициент составляет 53%. Если б мы с вами реализовали нашу инвестиционную программу, он бы составил 59%. В среднем по развитым странам этот коэффициент установленной мощности составляет 66%. Половина мощности у нас не загружена.
Какие слабые места генсхемы, которые на протяжении этих двух лет проявились и стали очевидны? Мы здесь согласны полностью с выводами Института исследования проблем естественных монополий, и наши данные почти совпадают.
Во-первых, был завышен рост электропотребления где-то примерно в 2 раза. Во-вторых, программа строительства новых генерирующих мощностей тоже была завышена где-то в 2,2 раза, а с учетом экономического кризиса можно сегодня говорить, что это завышение составляет сегодня 3-3,5 раза.
Кроме того, в генеральной схеме не нашлось, на наш взгляд, места распределенной энергетике; не нашлось места тем региональным программам, которые разрабатывались в каждом регионе. И если бы, допустим, эти программы сегодня надо было бы учесть и, может быть, даже дать им приоритет в этой генеральной схеме размещения, то, наверно бы, успешность выполнения генеральной схемы и инвестиционной программы была бы выше.
Поэтому понятно, что генеральная схема размещения объектов электроэнергетики нуждается в большой корректировке.
Какие стратегические ориентиры, на наш взгляд, мы предложили бы, для того чтобы пересматривать эту инвестиционную программу?
Во-первых, прогноз роста электропотребления должен быть согласован с прогнозом роста ВВП, безусловно, а также с учетом реализации программ энергосбережения экономики. Это тоже существенный аспект, и его надо обязательно учитывать, если мы хотим делать энергосбережение, а не декларировать его.
Второе. Цены на электроэнергию должны быть, по крайней мере, не выше среднемировых. Если б мы сегодня выполнили эту инвестиционную программу, то наши цены сегодня были бы либо соразмерны западным странам, либо даже выше.
Следующее. Программы строительства генерирующих мощностей и электрических сетей должны быть жестко увязаны; должен быть баланс и опережающее строительство линий электропередач, что, опять же, у нас не получилось по истечении этих двух лет работы.
Кроме того, считаем, что стратегическим ориентиром должно быть максимальное использование основного оборудования отечественных энергомашиностроительных компаний.
Ну, и последнее. Спорный момент, но я смею утверждать, что системный оператор при регулировании режимов работы тепловых электрических станций, в первую очередь, должен отвечать не только за надежность нашей единой энергетической системы, но и отвечать за эффективность использования этих мощностей, то есть ответственность за КИУМ должна быть за ним. Иначе у нас так и будет, что коэффициент загрузки может быть 50, а то и ниже.
Поэтому, на наш взгляд, что бы мы предложили бы предусмотреть при корректировке генсхемы?
Во-первых, увязать генсхему с региональными программами развития электроэнергетики и поставить приоритетом развитие местной энергетики, или, как мы называем, распределенной энергетики.
Второе – предусмотреть опережающее строительство сетевых объектов.
Третье – это все-таки перейти от декларации, как мы говорим, «использовать наиболее прогрессивное оборудование». Декларация есть, а за ней действий никаких нет. Мы считаем, что нужно в генсхеме предусмотреть раздел, который бы предусматривал разработку типовых прогрессивных отечественных технологий, которые должны быть предусмотрены в новой генсхеме.
И последнее – это, конечно же, нужна государственная поддержка отечественного машиностроения. И вообще, я бы назвал это не «генсхема размещения объектов энергетики», а «национальная программа модернизации и повышения эффективности российской электроэнергетики». Это бы, наверно, более отвечало нашим сегодняшним проблемам. Спасибо.
Ведущий. Спасибо большое, Анатолий Павлович. Доклад был действительно очень интересным, и с анализом того, что произошло и происходит.
Я хочу сейчас воспользоваться ситуацией, и как-то небольшую разрядку, чтобы мозгами немного отдохнули перед следующим докладчиком, и вручить дипломы тем, кто принял максимальное участие в организации этого круглого стола. Селютин Дмитрий Эдуардович, прошу! Антипов Михаил Александрович, генеральный директор фирмы «Президент-Нева». Демков Владимир Иванович, генеральный директор СК «Столица». Докладчику, только что выступавшему с очень интересным докладом, моему давнему знакомому, Ливинскому Анатолию Павловичу.
Дорогие друзья, мы продолжаем. Мы подошли сейчас – я уже сейчас оглашу, скажем так, конечный список докладчиков, которые будут выступать. К сожалению, мы так и не дождались Пономарева: он продолжает находиться у Игоря Ивановича Сечина. Поэтому мы сейчас просим к докладу Поповского Сергея Николаевича, члена правления Наблюдательного совета рынка.
Поповский. Здравствуйте, коллеги! Я бы хотел осветить сегодня, наверно, одну из актуальнейших проблем, которые сейчас у нас есть на оптовом и розничном рынке – это изменение, или рост, нерегулируемых цен по сравнению с регулируемыми ценами, который мы наблюдаем с конца прошлого года.
У нас, как вы помните, с сентября 2006 года произошла либерализация электроэнергии, а со второго полугодия прошлого года произошла либерализация мощности, и на сегодняшний момент до 30% от баланса 2008 года у нас продается по свободной, нерегулируемой цене, и соответственно, эта цена транслируется на розничный рынок.
Хотел бы на слайде показать, что в конечной стоимости, которую платит конечный потребитель, вот так примерно распределяются составляющие этой стоимости, то есть до 55% – это та цена, которая транслируется с оптового рынка. Поэтому в своем докладе хотел бы рассмотреть как раз изменение этой цены оптового рынка.
У нас в 14 регионах из 82 фактические средние цены на электроэнергию на розничном рынке превысили предельные максимальные уровни тарифов. При этом в 16 регионах фактические средние цены на электроэнергию на розничном рынке оказались ниже минимальных уровней, то есть у нас по стране рост произошел, но он произошел не во всех регионах и непропорционально. Дальше в презентации я на этом остановлюсь.
На этом же слайде хотел обратить внимание, что здесь приведен декабрь 2008 года и январь 2009 года, рынок в целом, и по наиболее ярким субъектам федерации. Так вот, желтая составляющая – это как раз нерегулируемая цена, красная составляющая – это регулируемая цена, которая взята за 100%, и синий – это средневзвешенная цена, то есть то, что платит потребитель, как составляющую из нерегулируемой и регулируемой цены.
То есть если мы здесь видим, что у нас регулируемая цена действительно во многих регионах выросла, и достаточно значительно, то если посмотреть в среднем, то рост цен, хоть он и произошел, но он произошел порядка 5-7%, не более.
Хотел бы перейти к анализу причин роста нерегулируемой цены. На наш взгляд, в среднем это где-то четыре фактора роста цены.
Первый фактор – это фактор общего роста цены на оптовом рынке, и далее я на нем подробнее остановлюсь.
Также у нас есть еще фактор выравнивания нерегулируемой цены по субъектам Российской Федерации. Так как нерегулируемая цена, в отличие от регулируемой, считается единой по всей территории европейской и сибирской части, в то время как тарифы, которые установлены, считаются, исторически базируются на привязке к той генерации, которая была на этой территории и входила в состав бывших вертикально-интегрированных компаний, и поэтому там достаточно разные тарифы на электроэнергию и мощность, отличаются в соседних регионах, и дальше я на слайдах это покажу.
Третий фактор, очень серьезный, это неравномерное распределение нерегулируемых цен между группами потребителей. У нас крупные потребители, больше 750 кВА – к сожалению, по ним как раз и пришлось самое большое снижение потребления. При этом часть из них снизилась до уровня либерализации, то есть снизилась больше чем на 30% от уровня 2008 года.
И, соответственно, на них нерегулируемая цена по действующему законодательству не распространяется, то есть они остались ровно в зоне тарифного регулирования, а все распределение свободной цены пришлось за счет других потребителей в этом регионе, поэтому сейчас вычисляется неравномерное распределение.
И четвертый фактор – тоже на нем подробнее остановлюсь – это, к сожалению, потребители у нас только начали привыкать к тому, что есть нерегулируемая цена. Отсутствует прозрачность в отношениях между сбытовыми компаниями и конечными потребителями. Соответственно, особенно если это одноставочный тариф в рознице – сложные системы расчетов, по множеству вариантов тарифов. Не всегда потребители в этом случае могут себя правильно защитить, могут выбрать правильный тариф; иногда им навязывают более высокие тарифы, чем те, которые они должны были платить. Я на этом остановлюсь подробнее дальше.
На оптовом рынке, как вы знаете, у нас продается два товара: электроэнергия и мощность. Электроэнергия, которая отражает переменные затраты энергокомпаний, и плата за мощность – это, условно, постоянные затраты, которая отражает не только постоянные затраты, но и инвестиционные составляющие этих компаний.
Так вот, если электроэнергия у нас при падении потребления, которое у нас наблюдается с ноября прошлого года, достаточно адекватно отреагировала на падение спроса (если посмотрите на графике, то черным – это прошлый год, цена электроэнергии, красный – это цена электроэнергии, которая на оптовом рынке продается сейчас, и столбики: желтый столбик – это объем потребления прошлого года, и серый столбик – объем потребления этого года, то есть мы видим снижение спроса на электроэнергию, снижение потребления и соответствующее ему снижение стоимости электроэнергии на оптовом рынке), то в части мощности здесь наблюдаем совершенно обратный эффект. Здесь у нас идет рост стоимости мощности, которая оплачивается на оптовом рынке.
Сразу бы еще хотел оговориться, что несмотря на то, что у нас либерализация 30% от уровня 2008 года, фактическая либерализация достаточно сильно упала, потому что, если видно на этой схеме, 30% от генерации, которая была в объемах, заложенных в 2008 году, мы должны оплачивать по нерегулируемой цене. При этом потребление упало в среднем где-то на 10-12%, но все это падение как раз пришлось за счет свободной, нерегулируемой цены. Поэтому при той же стоимости мощности просто снижение объемов потребления приводит к увеличению цены за одну единицу мощности.
При этом у нас еще, кроме того, что 30% мощности нужно платить от баланса 2008 года, у нас еще также за счет свободной, нерегулируемой цены оплачивается вся мощность, которая была введена в 2008-2009 гг. Это в 2008 году – около 1 гигаватта новой мощности, и в 2009 году тоже около 1 гигаватта новой мощности, которая оплачивается только за счет нерегулируемой цены.
То есть такая модель была, собственно говоря, оправданной, и вводилась, когда у нас ожидался достаточно высокий рост стоимости, и, соответственно, прирост потребления. Новое потребление должно было оплачивать новую, более дорогую мощность, но, к сожалению, случился обратный эффект, когда у нас потребление, наоборот, упало, и мы этим сниженным объемом потребления должны компенсировать все те постоянные затраты для генерации, которые остались на прежнем уровне.
В этом плане у нас отличная ситуация, допустим, от сетевых компаний, где снижение потребления привело к тому, что у нас сетевые компании потеряли часть своего дохода и, соответственно, пересматривают свои инвестиционные программы. На оптовом рынке такого эффекта нет – мы все равно все 100% мощности, которая сейчас есть, тем не менее, этим сниженным потреблением оплачиваем. За счет чего, собственно говоря, у нас и наблюдается рост, если касаться только мощности, то в 2-2,5 раза в среднем на рынке – именно за счет сокращения объемов потребления.
Хочу сразу сказать, что если бы мы остались в регулируемой части, то мы бы все равно столкнулись с этой проблемой. Скорее всего, так же было бы, как в сетевых компаниях – просто часть мощности генерация бы недополучила за счет того, что потребление упало. Значит, нам либо пришлось бы доплачивать это падение спроса, пришлось недоплачивать мощность генераторам, как следствие, либо нужно было бы в течение года пересматривать тарифы, с тем, чтобы их поднимать, чтобы все-таки оплатить мощность генераторов.
Естественно, наблюдая такую картину, появляется вопрос или соблазн – зачем оплачивать всю мощность, которая на сегодняшний день, если рассматривать 2009 год, возможно, даже избыточная?
Вопрос сложный и, скорее всего, дискуссионный, потому что, как уже предыдущие выступающие говорили, кризис – временная причина. С одной стороны, не хотелось бы отпугнуть инвесторов, не хотелось бы сказать, что мы теперь отказываемся от части оплачиваемой мощности и придумываем разные схемы, как сократить оплату мощности – то есть этим не хотелось бы отпугнуть. С другой стороны, наверное, есть неэффективная генерация, которую можно было бы, скажем, более ускоренным способом выводить или замещать более новой генерацией.
То есть вопрос дискуссионный, его нельзя так прямо сходу решить – там, «завтра говорим о том, что часть ненужной мощности не оплачиваем». Вопрос сложный, требует сложного подхода.
Поэтому в настоящий момент у нас вместе с Министерством энергетики происходит достаточно большая дискуссионная площадка на базе Совета рынка, как раз по обсуждению этого вопроса, по корректировке модели мощности переходного периода. То есть вместе с тем, что мы сейчас разрабатываем долгосрочный рынок мощности, мы также ведем достаточно широкую работу по корректировке действующего рынка мощности. Это что касается оптового рынка.
Что касается второго фактора, фактора выравнивания нерегулируемой цены – как раз на этом слайде представлен пример соседних областей, Смоленской и Калужской областей, где приведен пример, как рассчитаны регулируемые цены, и как считаются свободные цены.
Как мы видим, здесь есть явное перекрестное межрегиональное субсидирование по тарифу на электроэнергию. В Смоленской области регулируемый тариф – 769 рублей, в Калужской – 347. То же самое на мощность, только в другую сторону.
Понятно, что свободные цены у нас считаются единые по стране, в единой энергосистеме, и эти цены более-менее выровнены. Поэтому в какой-то области у нас наблюдается рост этой цены, в какой-то происходит спад.
При этом мы считаем, что как раз нерегулируемая цена более справедливая и более отражает экономику, поэтому с учетом либерализации такая тенденция – мы ее считаем правильной, она должна продвигаться, и в целом стоимость электроэнергии должна быть одинаковая, если нет существенных системных ограничений, как в данном случае между Смоленском и Калугой.
Третий фактор, о котором я говорил – это неравномерное распределение нерегулируемых цен между группами потребителей. Здесь как раз приведен пример на основе нескольких областей. Наверно, больше всего это видно по Волгоградской области, где у нас опять красное – это регулируемая цена, синее – это средняя стоимость с учетом регулируемой и нерегулируемой цены, и желтое, следующий столбик – это как раз цена для крупных потребителей, свыше 750 кВА, которые разгрузились больше, чем доля либерализации. Соответственно, вся эта нерегулируемая стоимость пришлась на мелких потребителей, и у них действительно нерегулируемая цена выросла в 2 с лишним раза.
И последний, четвертый фактор – это отсутствие четкого описания при расчете обязательств потребителей на розничном рынке, различные базы для услуг по передаче в конечных тарифах, различное число часов использования мощности, различные уровни напряжения, различные зонные тарифы. В результате у сбытовых компаний появляется возможность применения к розничным потребителям более высокого тарифа, штрафов за то, что они не потребили мощность, и других неправомерных условий в розничных договорах.
Отсутствие достоверных данных по объемам потребления населением, что тоже, к сожалению, приводит к завышению данным по населению, потому что у нас население не либерализуется, и в части населения у нас остается регулируемое ценообразование. Но, тем не менее, это тогда ведет к росту для остальных групп потребителей, если мы завышаем объемы населения.
Отсутствие независимой системы определения фактического потребления розничных потребителей точно так же позволяет бесконтрольно перераспределять обязательства между розничными потребителями.
Соответственно, что предлагается? Про оптовый рынок я сказал уже, что это достаточно сложный вопрос – оплачивать всю мощность или не оплачивать, и он сейчас решается.
Что касается розничных рынков, что в настоящий момент у нас находится в стадии исполнения? Это изменения, подготовленные в постановлениях Правительства 530 и 643, которые обеспечивают более равномерное распределение электрической энергии и мощности оптового рынка на розничных потребителей пропорционально объему их потребления, а также расчет нерегулируемой цены для розничных потребителей, исходя не из планового объема 2008 года, а из фактического, с учетом того, что произошло снижение потребления.
В настоящий момент эти изменения разосланы федеральным органам исполнительной власти, проводятся согласительные совещания, и я думаю, что в течение этого месяца эти постановления будут переданы в аппарат правительства.
Также для недопущения критической ситуации на розничном рынке мы предложили, и это тоже находится в стадии постановления правительства, перенести внеочередные конкурсы по получению статуса гарантирующего поставщика на 2011 год, с целью того, чтобы не допустить сейчас банкротства гарантирующих поставщиков, чтобы сохранить возможность преемственности по договорам, возможность востребования дебиторско-кредиторской задолженности, недопущение сокращений платежей на период смены гарантирующих поставщиков, и чтобы лишний раз не развязывать борьбу в регионах за контроль над финансовыми потоками.
Кроме этого, для решения вопроса защиты розничных потребителей в отношениях со сбытовыми и сетевыми компаниями на стадии проработки находится вопрос создания инфраструктуры розничного рынка, так называемых региональных расчетно-биллинговых центров со следующими компетенциями: ведение актуальной базы договоров на розничном рынке; участие в создании систем учета электроэнергии; сбор данных коммерческого учета и сведение региональных балансов по всем субъектам розничного рынка; участие в согласовании границ зон ответственности сетевых компаний и раскрытие информации для конечных потребителей в части ценообразования, в части подключения и в части оказания услуг по передаче.
В настоящий момент у нас в Саратовской области планируется к реализации пилотный проект подобной инфраструктуры; по его итогам, наверное, будет принято решение, стоит ли его продолжать и распространять на всю страну. Собственно, у меня все.
Ведущий. Спасибо за выступление, Сергей Николаевич. Следующий докладчик – я приношу извинения Сорочинскому Андрею Валентиновичу, я его объявил, а потом все-таки поменял очередность – Сорочинский Андрей Валентинович, комитет по энергетике и инженерному обеспечению правительства Санкт-Петербурга.
Андрей Валентинович, только я прошу укладываться в десять минут.
Сорочинский. Уважаемый Валентин Ефимович, уважаемые коллеги! Я бы хотел рассказать об основных направлениях деятельности правительства Санкт-Петербурга по реализации энергетической политике в городе в докризисный период, о тех основных антикризисных мероприятиях, которые сейчас нами предпринимаются, и высказать ряд предложений, которые мы сформулировали участникам форума для внесения изменений в федеральную нормативно-правовую базу, в федеральное законодательство.
Следует отметить, что действительно правительству Санкт-Петербурга есть чем гордиться: за последние 5 лет у нас есть целый ряд достижений, которые были достигнуты Комитетом по энергетике и инженерному обеспечению, и Правительством города.
Можно с уверенностью сказать, что в течение 2003-2007 года мы работали над преодолением кризисных явлений в городском энергетическом комплексе, потому что состояние энергетического комплекса города 2003-2004 года не только препятствовало развитию города, но и не обеспечивало нормальное функционирование городского хозяйства.
И за этот период действительно были проведены очень серьезные мероприятия, связанные с вложением в городскую инфраструктуру. Достаточно сказать, что только в 2008 году, если совокупно сосчитать, то инвестиционная программа развития городской электроэнергетики за счет всех источников финансирования: и городской бюджет, и городская распределительная сетевая компания «Ленэнерго», «Магистральные электрические сети» на территории Санкт-Петербурга, генерация – ТГК-1 в части реализации проектов на территории Санкт-Петербурга, и городское газовое хозяйство – все в совокупности, реализация проектов на территории города в 2008 году осуществлялась в объеме порядка 100 миллиардов рублей. 100 миллиардов рублей – это, конечно, для Санкт-Петербурга сумасшедшая цифра, и она была немыслима еще каких-то 5 или 3 года назад.
Но, тем не менее, это свершилось, и были достигнуты конкретные результаты. Была серьезно снижена удельная повреждаемость инженерных сетей, по электрическим сетям – в 2,5 раза, по тепловым сетям – почти в 3 раза. Были очень серьезные объемы по введению новой трансформаторной мощности, то есть мы вышли на показатели, которые даже выше показателей в лучшие советские годы. Например, в 2007 году дополнительно введенная трансформаторная мощность в Санкт-Петербурге по объектам магистральных электрических сетей ФСК России составила более 1300 мегавольт-ампер, по объектам 110 киловольт – 927 мегавольт-ампер.
Начиная с 2005 года город начал финансировать строительство объектов электросетевого хозяйства 110 киловольт, подстанций, причем это было сознательное решение, потому что мы понимали, что город задыхается, городу необходимы новые подключения, городу необходимо обеспечение надежности и качества электроснабжения городских потребителей.
В то же время мы понимали, что у региональной распределительной сетевой компании, «Ленэнерго», на это нет денег, что те источники финансирования, которые могут быть (это плата за технологическое присоединение и тариф), не обеспечивают необходимость в строительстве этих источников питания, а с точки зрения тарифообразования мы прекрасно понимаем необходимость соблюдения некого предела доступности для городских абонентов, того предела, который бы позволял развиваться, который бы позволял строить и реконструировать город.
То же самое – в 2008 году. Вводная трансформаторная мощность, то есть практически так же, достигла тысячи мегавольт-ампер.
В рамках инвестиционной программы, которая реализуется городом на сегодняшний день, реконструируются практически все узловые подстанции 220, 330 киловольт.
И на самом деле, мы можем с уверенностью сказать, что Санкт-Петербург – это первый субъект федерации, который выстроил достаточно серьезную долгосрочную, в том числе и на законодательном уровне, систему планирования развития энергетического комплекса.
Мы первые из субъектов федерации еще в 2004 году на уровне закона приняли генеральный план развития города. Мы в 2006 году утвердили генеральные схемы развития электрических сетей, тепловых сетей и источников генерации, газовых сетей, водопроводно-канализационного хозяйства города.
Это стал очень серьезный документ территориального планирования, который позволил зарезервировать земельные участки под будущее строительство головных источников и магистральных сетей, который был согласован всеми участниками рынка: и системным оператором, и федеральной сетевой компанией, и региональной сетевой компанией, и генерирующими компаниями, который обеспечивал соблюдение баланса интересов и который обеспечивал те параметры развития, которые необходимы городу в рамках утвержденного генерального плана.
Мы прекрасно понимаем, что сейчас корректируются в сторону понижения прогнозы по электропотреблению, по иным видам потребления инженерно-энергетических ресурсов в городе, но, тем не менее, это очень серьезный задел, на базе которого была утверждена программа комплексного развития организаций коммунального комплекса, которая вошла в расчетную базу по формированию тарифов организаций коммунального комплекса, формированию платы за технологическое присоединение, за подключение, которая также в Санкт-Петербурге, в одном из первых из субъектов федерации, была официально утверждена городским регулятором и которая также, на наш взгляд, абсолютно обеспечивал соблюдение баланса интересов, с точки зрения пределов доступности для городских застройщиков. В числе достижений правительства города следует отметить также то, что мы, начиная с 2004-го года, в отсутствие в тот период в России механизмов и опыта привлечения инвестиций в коммунальную энергетику, в реконструкцию систем энергоснабжения, которые находятся в собственности субъектов федерации, приступили к реализации проектов по реконструкции систем энергоснабжения трёх крупных районов города. В то время, в 2004-м году, не было ни законодательства о концессионных соглашениях, ни законодательства о государственно-частном партнёрстве. Но тем не менее мы смогли создать схему, которая привлекла инвестора, с возникновением прав собственности на вновь созданные объекты за городом, с последующей одновременной передачей в аренду городу созданных объектов, возмещением части затрат инвесторов за счёт субсидий из бюджета Санкт-Петербурга и с обеспечением возврата инвестору в течение 12 лет, при том, что вложения осуществляются в первые четыре года.
Ведущий. …действительно, закон об энергоэффективности, второе чтение в Государственной Думе заканчивается. Достаточно радикальный закон. Закон о теплоснабжении сегодня Советом Думы одобрен и рассылается в регионы. Вы получите редакцию, которую можно будет исправлять, делать предложения. На нашей памяти это первый регион, который просит сохранить ему действующую систему платы за подключаемую мощность. Это интересно, постараемся поподробнее поизучать.
Веселов Федор Владимирович, заведующий лабораторией института энергетических исследований РАН.
Веселов. Мое выступление относится скорее к первым двум, которые здесь прозвучали, хотя логично, что мы ходим по кругу, говорим о больших проблемах, спускаемся на проблемы конкретных компаний, конкретных генерирующих теплокомпаний и опять выходим на проблему в целом – что такое управление развитием электроэнергетики? Насколько актуально это становится в период кризиса? Насколько это вообще нужно после прошедшей децентрализации?
Управление и инвестиции в развитие долгое время было вне главного фокуса реформы и считалось, что это задача второго эшелона, которые будут решаться потом, после того, как будет сделана структурная реформа, будет создан рынок инвесторов. И рынок, инвесторы уже сами будут принимать эти решения. Таким образом, инвестиционные риски долгое время не были осознаны в полной мере. И только в последние годы завершения реформы оказалось, что надо что-то делать. И ответом на это стало интенсивное надувание инвестиционного пузыря, который бы дал некий импульс для инвестиционной активности и после того, как кончится РАО, будет дальше идти конкурентный рынок на какое-то время, чтобы это движение инвестиционное началось.
Нужно сказать, что формирование этих инвестиционных программ изначально происходило при очень амбициозных и оптимистических ожиданиях и надеждах. Они уже тогда экспертами оценивались как достаточно рискованные, а в период кризиса все эти риски просто случились, к сожалению. Это относится и к риску ожидания большого спроса на электроэнергию и мощность, который не случился. Это относится к ожиданию неограниченного притока внешних финансовых ресурсов, поскольку инвестиционные программы были обеспечены собственными ресурсами на четверть, а в тепловой генерации в среднем на 15%. Это относится к ожиданию быстрой успешной либерализации рынка. Мы видим, что на самом деле процесс формирования внутренних сегментов конкурентного рынка идет достаточно сложно. В ряде случаев эффективность их пока вызывает сомнения. И идет огромная дискуссия даже о концепции рынка, в частности, рынка мощности ключевого элемента для инвестиционных решений.
Естественно, что, осознавая все эти риски в полной мере, компании, их новые собственники проводят оптимизацию инвестиционного портфеля. И на ближайшие годы реальные вводы генерирующих мощностей в лучшем случае составят половину от изначально объявленных. И это нормально в этой ситуации. Вопрос состоит в том, как в следующие годы пойдет инвестиционная активность, удастся ли поддержать ее на достаточно высоком уровне в те годы, когда реально спрос начнет уже расти и появится потребность в новых мощностях. Или не удастся ее поддержать, и тогда мы опять будем двигаться по нисходящей к началу 2000 года.
По нашему мнению, эта развилка на будущее во многом зависит от того, насколько эффективными будут действия государства по координации и стимулированию инвестиционных решений в новой дерегулированной электроэнергетике. Почему действия государства? Потому что, несмотря на слова по децентрализации, дерегулированию, конкуренции и так далее, государство фактически остается ключевым игроком в электроэнергетике и в инвестиционной сфере в электроэнергетике.
Во-первых, как главный регулятор, напрямую влияющий через тарифы на инвестиционные программы естественно-монопольных видов деятельности. В-вторых, государство фактически является крупнейшим собственником в электроэнергетике, контролируя сетевые компании, системного оператора, атомную энергогенерацию – это 30;% установленной мощности. А если учесть ту тепловую генерацию, которая сейчас контролируется компаниями с государственным участием – прежде всего, Газпромом, - это еще 30% общеустановленных мощностей. Если посмотреть на цифры генеральной схемы, то общий объем инвестиций в электроэнергетику больше, чем в две трети этого объема приходится на сектора электроэнергетики, которые в той или иной мере контролируются государством. Поэтому государство и остается, и останется крупнейшим инвестором в электроэнергетике.
К сожалению, прошел почти год после исчезновения РАО ЕС России, который раньше у нас был ответственным за энергоснабжение и заменял собой Минэнерго. Пока государство не приняло на себя всю полноту ответственности за стратегическую устойчивость энергоснабжения. Это можно заключить из того, что до сих пор сохраняется очень высокая децентрализация управления инвестиционной программой. Фактически отсутствует влияние на инвестиционные программы компаний со стороны государства. Единственное, есть договора на поставку мощности, но постоянно возникает вопрос пересмотра этих договоров – недостаточно эффективный механизм.
Второе – государство полностью устранилось от проблем координации или помощи по привлечению внешнего финансирования в электроэнергетику. Речь не идет о бюджетных вливаниях, но разного рода гарантии, льготное кредитование и так далее для того, чтобы компании могли бы частично снизить дефицит инвестиционных ресурсов, которые они реально имеют и из-за которого они фактически останавливают большую часть инвестиционных проектов.
Третья проблема – фактически отсутствуют стимулы и инвестиционные ориентиры. Существующая генеральная схема требует пересмотра по своим параметрам. Долгосрочный рынок мощности, который объявляется два года, фактически не работает еще и не создан. Механизм гарантирования инвестиций, который мог бы быть очень интересным инвестиционным механизмом, фактически заморожен.
Понятно, что эти решения по участию государства в управлении развитием, уже назрели давно. Можно отметить два уровня: первый – система прогнозно-проектного обеспечения. Не зря сегодня в выступлениях федеральные сетевые операторы, компании говорили о постановлении правительства о порядке системы прогнозирования в электроэнергетике. В разном формате эта проблема обсуждается уже третий год. Дай бог, если здесь будут какие-то подвижки, поскольку система целеполагания для электроэнергетики, компаний, рынка, инвесторов просто необходима, без нее невозможно говорить о сбалансированном развитии.
Второе – система стимулирования и координации инвестиций. Нужно сказать, что конкурентный рынок никогда сам по себе не решал проблему инвестиций в таком масштабе. Более того, конкурентная цена аккумулирует в себе все риски инвесторов от вложений в электроэнергетику. Поэтому действия государства должны быть направлены на создание параллельно с рынком системы снижения рыночных рисков для инвесторов через различный набор механизмов. Это могут быть и разного рода финансовые гарантии страхования проектов, должен быть расширен механизм гарантирования инвестиций. В конце концов, в случае отсутствия инвесторов, самостоятельное долевое финансирование генераций с возможным включением через рынок продажу или аренду активов.
Для того, чтобы все эти процессы заработали, нужно формирование площадок для обсуждения всех этих проблем для выработки решений совместно и министерствам, и регионам, и компаниям, и инфраструктурным организациям. Сейчас есть только одна такая площадка – Совет рынка. Возможно, следует подумать и о Советах на федеральном, региональном уровне, а также о каких-то инфраструктурных организациях, которые эти инвестиционные механизмы могли бы реализовывать фактически в электроэнергетике.
Ведущий. На дискуссию записались первый заместитель председателя правительства Саха и Якутии Алексеев Геннадий Федорович и Виктор Васильевич Кудрявый.
Цапенко Александр Васильевич, заместитель начальника Управления энергетического и строительного надзора.
Цапенко. При большом количестве информации у нас происходит информационный голод, отсутствует информация о техническом состоянии энергетической системы в целом. Поэтому принятие определенных решений у нас практически невозможно. Также мы не можем решить вопрос со сбытовыми компаниями, потому что в принципе договорные отношения между генерацией, потребителями электрической энергии, передача электрической энергии осуществляется на договорах, где предусмотрен также вопрос о качестве электрической энергии. А мы этот вопрос пытались кода-то решить в 2005 году, когда произошла системная авария – при помощи лицензирования продажи электрической энергии. И после этого, когда получили в тарифы деньги на решение данных вопросов, мы приостановили развитие этих вопросов. В настоящее время эти вопросы практически не решаются.
Под энергетической безопасностью понимается состояние защищенности экономики государства и его граждан от угроз надежному обеспечению топливом и энергетикой. Определяется тремя факторами: достаточным количеством энергоносителей, рациональным использованием энергоресурсов и устойчивостью энергетического сектора к внешним техногенным и природным угрозам.
Все это решается применением определенных превентивных мер. Это снижение вероятности возникновения техногенных и природных угроз и повышением надежности элементов энергосистемы, которая включает в себя и такой фактор, как электромагнитный терроризм – злонамеренное генерирование электромагнитной энергии в энергетике и электронные системы для преступных целей.
Такие деструктивные действия могут быть направлены в частности на генерацию, передачу и трансформацию электрической энергии, а также различные виды цифровой аппаратуры.
После системной аварии в Соединенных Штатах этому было уделено огромное значение и затрачены определенные цели. У нас до/после 2005 года этим вопросам не уделялось внимания.
Применение превентивных мер. Применение упреждающего оповещения о внешних ситуациях, предотвращение потери устойчивости и получение более четкой информации для оперативного воздействия в широких географических масштабах. Основные аргументы в пользу такого решения: государственное управление в энергетике, развитие инновационных технологий и алгоритмов прогноза надежности в энергетике, обеспечение оперативной информации для совершенствования нормативно-технической политики в энергетике.
Концепция стимулирования энергосбережения. Назначение информационно-измерительной системы – это прогнозирование остальных негативных факторов, повышающих риск техногенных аварий в энергетике. Это противодействие электромагнитному терроризму. И снижение финансовых потерь за счет улучшения качества электрической энергии.
Справка убытков по США. По России данные никогда не представлялись и не рассматривались (Демонстрация слайда). На следующих слайдах – основные виды финансовых потерь от плохого качества электрической энергии.
Слайд «Основные показатели качества электрической энергии, приводящие к финансовым потерям в Евросоюзе».
Слайд «Отличия информационно-измерительной системы от системы Аскуль(?)». Данные системы могут работать совместно и могут называться – системы контроля качества и количества электрической энергии.
К важнейшим моментам обеспечения энергетической безопасности относится принцип минимально возможного использования во всех технологических процессах и проектах отечественного оборудования. Данные информационно-измерительной системы сделаны на базе отечественного оборудования.
Слайд о самой системе. Кому интересно, после конференции мы ответим на вопросы.
Слайды о том, какую информацию мы можем снимать при помощи информационно-измерительной системы.
Слайд о том, что нам даст создание именно такой системы. Это создание новой потребительской стоимости, обеспечивающей права потребителя на получение электрической энергии надежного качества. Обеспечение доказательной базы для эффективного страхования, непрерывный контроль за состоянием износа оборудования и непрерывная информация об авариях и событиях.
У наших энергосбытовых компаний должны быть весы по отпуску электрической и тепловой энергии. И энергию они должны предоставлять определенного качества. И за это качество они должны взимать с нас плату.
Если в настоящее время четко применять постановление Правительства № 530 (плата за качество – чистота и напряжение), они будут в пролете. Мы можем не платить за энергию такого качества, которую нам поставляют, просто этим вопросом никто не занимался. Энергосбытовые компании должны быть в первую очередь заинтересованы определением качества электрической энергии, вырабатываемой генерацией; качеством энергии, которая теряется и вносится искажение при передаче и тем, какие искажения нам вносят потребители электрической энергии.
Почему Ростехнадзор заинтересован в создании этой системы? Потому что в настоящее время с 294 Законом (защита прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного надзора и контроля) у нас изменились условия. Мы теперь имеем право проводить только документальные проверки, а также выездные проверки. Остальные проверки мы не имеем права проводить. Нам нужно при проведении документальных проверок запрашивать какую-то информацию. И получать из энергосистем ту информацию, которую мы запрашиваем. Они в настоящее время предоставить нам не могут. Это уже наше дело, как и с помощью каких программ ее обработать, но задача одна – получение данной информации с энергосистем.
Ведущий. Безукладников Петр Вольфрамович, генеральный директор группы Е4.
Безукладников. Направление энергетического инжиниринга – оно заново стало формироваться в 06 году, когда было объявлено о новых широкомасштабных планах обновления электроэнергетики с необходимостью ввода по 8-10 тысяч МВт в год. Под это формировались и новые структуры, в последние два года прошло уже более-менее реальное становление. Понятно, что такие структуры, которые способны строить энергоблоки под ключ в один год не делаются. Реально если брать нашу компанию, у нас это пару лет заняло, пока мы более-менее встали на твердую основу и заказчики перестали засыпать нас ворохом жалоб. Сейчас мы чему-то соответствуем. При этом следует сказать, что российский инжиниринг до сих пор не вступил в фазу устойчивого воспроизводства. Собраны старые ресурсы, еще советского времени – те, кто в 30-50-летнем возрасте в начале 90-х покинул эту отрасль, теперь мы их в 50-60-летнем возрасте собрали, подняли под знамена и пытаемся куда-то двигаться.
При этом по отраслевой принадлежности государство играет все большую и большую роль. При этом мы не попадаем ни под Минэнерго, ни под Минрегион, ни под Минпромторг, ни под Минэконом. И в случае даже обращения за какими-то госгарантиями этот вопрос надо решать с нуля. При этом само направление, подотрасль является высокотехнологичным, если мы говорим о развитии не старого сырьевого направления, а высокотехнологичных отраслей, то инжиниринг является частью высокотехнологичного кластера российской промышленности – это высокотехнологичные услуги на протяжении всего жизненного цикла энергетического объекта.
Сегодня неоднократно в разных видах показывали данные о том, сколько проектов планировалось построить, сколько пообъявляли конкурсов и сколько реально реализуется. Меньше половины о того, что должно сегодня было находиться в активной фазе строительства. Вопрос – сколько будет построено с учетом того, что были неоднократные приостановки даже тех объектов, по которым подписаны контракты и заплачены авансы.
Сегодня мы могли видеть разницу в подходах российских и западных стратегических инвесторов – выступал господин Фаш, представляющий компанию «Енель». Со своей стороны могу отметить, что для российских стратегических инвесторов электроэнергетика – это либо бизнес непрофильный (как для Лукойла, Норникеля, ОНЭКСИМа, Синтеза), либо бизнес сравнительно новый (как для Тесхолдинга, Газпрома и СУЭКа). Они управляют энергетическими активами один-два-три-пять лет. Все это время экономика только росла. Опыта управления в кризисной ситуации нет и собственники перекредитованы. Западные стратегические инвесторы давно в этом бизнесе, бизнес для них профильный, они управляют десятки лет энергетическими активами и они уже видели немало кризисов, и не пугаются первых звуков набата. Соответственно, имеют долгосрочные стратегии развития и ориентиры. Есть разные горизонты планирования, что мы сегодня слышали от господина Фаша, и мы это видим в своей деятельности.
Слайд «Последствия для страны». Но когда идут разговоры о снижении даже той скудной инвестпрограммы в 3 раза. Что такое 6 ГВт в год при мощности энергосистемы в 200 ГВт. Это обновление ее за 30 лет при среднем возрасте оборудования под сорок уже на сегодняшний день. Говорят при этом о том, что тарифы будут как у иностранцев. Конечно, если КПД у нас на станциях 30-35% и мы будем 30 лет еще все это обновлять, понятно, что тарифы будут как в Италии, где КПД 56%, но при этом топливо дороже стоит. А тарифы уже скоро сравняются. Тут же есть соотношение между эффективностью и стоимостью энергоресурсов.
Мои помощники подготовили мне данные по германскому энергорынку. Немецкие компании под Рождество огласили планы на 2009-2010 гг. по Германии. Энергосистемы сопоставимы, при этом ясно, что у них установлено гораздо более современное энергооборудование. Они планируют 26 млрд. евро в ближайшие два года вложить в реконструкцию и новое строительство. По нашим ценам - примерно триллион рублей. Мы же говорим о секвестре инвестпрограммы устаревшей электроэнергетики, которая всего-то была в 1,8 триллиона. А надо еще раза в 3 уменьшить.
Сегодня справедливо выступали представители Ростехнадзора и говорили, что мы можем столкнуться с наложением двух факторов: с одной стороны, вместо замещения старого оборудования новым – так называемое продление ресурса, то есть сохранение старого оборудования и при этом резкое изменение режимов его использования виду кризиса. Мои знакомые с генерации говорят мне: не пугай, мы в 1992 году это уже проходили. Действительно была аналогия: в 1992 году также было резкое падение потребления, возникли дополнительные резервы, и резкого роста аварийности не произошло. Но оборудование за 17 лет постарело. Обновление 1-1,5 ГВт. Ну на 10% даже меньше была обновлена энергосистема за последние 17 лет. 90% - это то, что было и все оно не помолодело. Об этом надо говорить не стесняясь. И когда через два года, год все-таки рост начнется, он начнется на оборудовании, которое было в 92 году, только оно постарело на 20 лет.
Последствия для подотрасли энергетического инжиниринга. Просто приостановка строек – вещь непростая. Не все созданные заделы через пять лет смогут быть использованы. Часть денег придется списать и заново строить, в том числе многое из этого перепроектировать. Особенно если будет желание новых собственников построиться на самом современном оборудовании. Сейчас новая модификация с циклом пять лет вполне возможно выходит. При этом сегодняшний инжиниринг на бывшем советском потенциале. Обновления не произошло. Мы сейчас сделаем следующий шаг: остановимся, только через пять лет нынешние бойцы, которым за 60, могут не вернуться обратно.
Решения, принимаемые правительством сегодня, это залог обеспечения эффективного развития страны в будущем.
Алексеев. На слайде показаны те амбициозные цели и задачи, которые правительство республики ставило перед собой начиная с 2002 года: это поддержание базовых отраслей экономки, создание новых. И без развития транспортно-энергетической инфраструктуры невозможно было добиться основных целей и задач.
Мы, наверное, единственный субъект Российской Федерации, где документ стратегического планирования долгосрочного развития называется «Схема комплексного развития производительных сил транспорта и энергетики Республики Саха и Якутия до 2020 г.». Потому что на территории три с лишним миллиона квадратных километров абсолютно не развита ни транспортная, ни энергетическая инфраструктура, и для нас это была ценнейшая и важнейшая задача. Мы прошли огонь, воду и медные трубы. Мы согласовали эти инвестиционные проекты со всеми участниками этих процессов, начиная от всех поголовно федеральных министерств и ведомств, соседних регионов, всех крупнейших российских компаний, которые работают или предполагают работать на территории Якутии.
Как можно говорить о каком-то социально-экономическом развитии огромной страны с площадью 17 миллионов квадратных километров, если энергоемкость ВВП в 5 раз выше, чем в развитых странах; протяженность дорог с твердым покрытием в США 340 тыс. км. кв. на один миллион квадратных километров, РФ – 32 000, Саха – 201 км. То есть меньше 1 км на один населенный пункт. То же самое по электроэнергии, тепловой энергии и протяженности железных дорог. То есть для нас развитие объектов инфраструктуры – это не роскошь, а те вещи, которые нужны при любом варианте развития событий. Есть кризис, нет его – это не имеет значения. Это как фундаментальные потребности организма – вода, хлеб и хоть какая-то одежда.
Слайд энергосистемы Якутии. Три изолированных кусочка и 200 дизельных электростанций. Все это по котловому методу сформулировано в единый тариф на электрическую энергию, а в результате средний тариф в Якутии – 2 рубля 81 копейка, а для промышленных потребителей – больше 3 рублей. В Якутске, который работает от электростанции, которая работает на природном газе дело доходит до покупки потребителями собственных энергогенерирующих источников и прямо в городе создают себе новые объекты генерации. Потому что дизельная генерация с затратами от 15 о 80 рублей за 1 КВт/час накладывается на всех остальных, замешивается на единую систему и мы получаем абсолютно ложные сигналы для всех видов бизнеса, которые пытаются в централизованной зоне снабжения создавать собственные автономные источники энергоснабжения.
Вот ситуация по росту цен на дизельное топливо и природный газ. Это те вещи, которые в течение последних 10 лет активно продвигаются на федеральном уровне. А что сделано с точки зрения стимулирования ресурса энергосбережения, чтобы обеспечить конкурентоспособность экономики? Только сейчас мы начинаем говорить о законе по ресурсу энергосбережения, тепловой энергии и энергетике – эти вещи запоздали, их нужно срочно сегодня принимать. Если переводить в цены 2000 г. энергоемкость ВВП республики падает, это позитивный сигнал, но если разобраться, там много и негативного.
Сегодня, в условиях глобального финансового кризиса неразвитая транспортная и энергетическая инфраструктура на Дальнем Востоке, а тем более в Якутии прямо или косвенно остается основным ограничителем любых, не только экономических, видов человеческой деятельности. Для получения конкурентоспособности любых видов бизнеса и российской экономики в целом важнейшей задачей является снятие инфраструктурных ограничений. В этом обязательно должно быть государственное регулирование и участие.
В этой связи инвестиционная программа в сфере электроэнергетики, направленная на повышение надежности энергоснабжения, расшивания узких мест в технологических цепочках, развитие электросетевого хозяйства, создание новых генерирующих мощностей, снижение затрат на производство тепло- и электроэнергии, снижение потерь электро- и теплоэнергии необходимо рассматривать как ключевые важнейшие антикризисные мероприятия, реализация которых повысит конкурентоспособность экономики не только отдельных отраслей региона, а Российской Федерации в целом. Только это позволит дать развитие тех самых эффективных отраслей, модернизации экономики России, которых мы ждем в посткризисный период. На Дальнем Востоке только такой подход обеспечит диверсификацию рынков сбыта – то, что делаем сейчас мы на Дальнем Востоке и в Республике Якутия.
Хочу подчеркнуть, что все заявленные нами инвестиционные проекты реализуются в полном объеме: и строительство нефтепроводной системы ВСТО, и железная дорога до Якутска, и строительство железной дороги на Эльгинское месторождение – нефтеводородного сырья, золота, нефти, угля, урана и так далее. Поэтому все инвестиционные программы, которые есть у энергетиков и касаются Якутии будут востребованы в полном объеме. Строится линии электропередач Сунтара-Олекминск и Томмот-Мая - это две линии, которые обеспечивают электроснабжением нефтеперекачивающие станции нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан.
10 марта 2009 года Правительство РФ приняло решение и утвердило паспорт комплексного инвестиционного проекта развития Якутии в полном объеме до последней копеечки, не секвестрировав ни одного рубля. Мы воспринимаем это как мощный аванс и доверие Правительства в том, что мы сможем реализовать на Дальнем Востоке этот уникальнейший и амбициозный проект.
Кудрявый. Идет кризис. А задача любой отрасли обеспечить социальную стабильность – надежные тарифы, не допустить спада ВВП по вине энергетиков и создать условия для подъема экономики. Кризис коснулся всех, мы видим, кто как на него реагирует. Наши ученые ведут серьезные проекты в Китае с военно-промышленным комплексом. Нанесен серьезный удар по китайской мировой фабрике, поддержки практически нет. Только поднялся автомобильный комплекс. Но не секвестрировали ни на один юань программу энергетики. У нас не находит научного отражения, как во всем мире, влияние инфраструктуры на экономику. Один процент вложений от ВВП в инфраструктуру, 1% КПД в развитых странах. Эти зависимости все знают. В странах с такой слабой инфраструктурой, такими территориями… Это не только Якутия, хотя Якутия занимает вопиющее положение. По всем регионам дается кратный эффект, и у нас кумулятивного эффекта не понимают, не защищают.
Это уже подход законодателей, принципов, оправдавших себя во всем мире – и в великую депрессию, и сейчас.
За бортом наших стратегий и взглядов есть серьезные вопросы, нам сказали этого не касаться. Есть задачи отрасли. Может ли их выполнить энергетика? Не может. У нас нежизнеспособная энергетика, разрушены региональные энергокомплексы. Ленинград, Москва, еще 2-3 региона могут выступить гордо – у них госпакет в госструктуре, блокирующий пакет в региональном имущественном фонде. Они управляют энергетикой. Все территориальные компании в мире имеют контрольный пакет у муниципалитетов. У государства хватает на федеральном уровне. Вся Северная Америка, Канада.
Мы разрушили даже возможность спланировать. Кожуховский и не сможет планировать. Минэкономики за бортом, а регионы не знают, что делать. Двенадцать компаний в Москве вместо единого комплекса. Мы год собирали новую стратегию Москвы, которая коренным образом отличается от того, что было утверждено. Хорошо, что она сейчас утверждена Правительством. А есть у нас дееспособная структура на федеральном уровне, в центре? Нет. 356 человек – штат Министерства энергетики – крупнейшего в мире. В США 20000 человек, 10000 – военные, половина – в гражданском энергокомплексе. В Министерстве специалистов менее ста, я лично знаю одного. Давайте поможем им по-другому. Почему, когда мы стали делать новую структуру, мы создали ее с бюджетом кратно выше? Это надо сейчас давать оценку, пока не поздно.
Модель энергетики, которую нам предлагают… Я выступаю и как представитель энергоемкой – цементной промышленности. Мы в любой момент может остановиться, мы им это доказали. А другие-то комплексы работают в нормальном режиме. В конечном итоге оценка эффективности реформ – это доля электроэнергетики в ВВП. Конечно, с поправкой на цены. Нефтегазовый комплекс упал – у нас все показатели упали. Результат реформ – привлечение около 50 млрд. долларов за 9 лет от инвестиционной деятельности. Конечно, вопрос развития – главный. Программа пятилетки была сорвана и без реформ. Первые три года – еле-еле, а дальше показать, что мы не можем. 1% в год вводим мощностей с учетом демонтажа – полпроцента. И потом вводим рынок, где максимально даем все цены. Доля ГЭС очень великана востоке – Якутия, Хабаровск, Приморье. За 9 лет в восемь раз выросли тарифы. Там нельзя работать никакой экономике. Это как Камчатка – на 30-40% выше среднего тарифа в США. Модель такого рынка уже умерла. В 70% стран уже модель «Единый покупатель» с оптимизационным эффектом. Выступали представители «Енель», а так бы выступили представители ЕОН - они не уверены в нашем механизме. Я думаю, как только встанет нормальный министр экономики, этого механизма не будет.
Мы можем создать механизм гарантирующих инвестиций при едином покупателе. Это готовый механизм, на котором работает весь мир – и Китай, и американцы, и европейцы, и немцы. Немцам даже не понадобилось вводить рынок мощности. Но его надо вводить, но замыкать на схему равновесных цен максимального тарифа. Энергетика – основная отрасль. Нет ее – нет тепла, электрифицированного транспорта, трубопроводного транспорта, водопровода, канализации, все умирает. Так там должна быть ответственность. Во всех Уставах энергокомпаний ответственность за снабжение ликвидирована. Кроме трех – Татарии, Башкирии, Иркутска. Так нельзя работать. Есть вещи, которые надо обобщить, подкорректировать законы и уставы.
ЕОН – крупнейшая компания, мы в Европе не входим даже в 50 крупнейших. Я понимаю, когда они объединились с Ургазом, они разделили по видам бизнеса, но внутри компании с правом перераспределения прибыли. Кто нам мешает это сделать? По некоторым направлениям – от диспетчерского до сбытового от 8 до 2 раз увеличены издержки на содержание. Это наши резервы, которые нам будут показывать потребители. Оценивать должны потребители. Больше пускать энергетиков главных комплексов, регионы сюда. Недавно расстроился министр энергетики, когда увидел как подрихтована инвестиционная программа. Выход один – теперь этому комплексу жить 15-17 лет. Постаревшему, на пределе ресурса, в том числе и неконтролируемого. Значит, у нас должен быть прекрасный ремонт. Только техническим обслуживанием на 15 лет мы сможем поддержать этот потенциал. Я других путей не вижу. Нет ремонта. Даже крупнейшая компания ЦРМЗ «Мосэнерго» не выигрывает тендеры. Крупнейший Мосэнергоремонт не может выиграть, а потом сидят посредники, два человека, и говорят, с каким откатом работать – 40 или 50%. Техническое обслуживание и новых, и старых должно найти свое место.
В Китае вообще не делают реконструкцию, строят только на новом месте, взяли за основу наши типовые проекты, порезали их в 3-5 раз и так строят. Они не заказывают оборудование для одного энергоблока, для одной электростанции, а сразу по 20. И условие приглашения иностранца – чтобы здесь был завод запчастей, здесь – котельной, здесь – трансформаторной. Без единого комплекса мы же этого не сделаем. Эти вопросы хотелось бы посмотреть отдельно. Здесь схемы финансового механизма, мы эти задачи решить не сможем.
Ведущий. Кто не выступил – доклады опубликуем. За исключением двух-трех докладов с самоотчетами, все остальные были с предложениями, аналитикой, оценками. Теперь нам предстоит поработать над прозвучавшими в докладах предложениями, чтобы выложить их в рекомендации, представить Правительству. Дальше – на его суд, будет, не будет оно прислушиваться. В течение 3-4 лет мы постоянно говорили об энергоэффективности. Слава Богу, теперь об этом говорят все, понимают, насколько важен этот процесс. Насколько запуск процесса реальной энергоэффективности, а не процентов снижения энергоемкости ВВП только из-за выбывания энергоемкой промышленности. Мы же ничего реально не делаем, чтобы заниматься энергоэффективностью.
Рассматриваемый закон содержит много радикальных вещей, было много критики по поводу запрета использования, например, к определенному году ламп накаливания, замены на энергосберегающие. Мы оказались самой либеральной страной в мире. Крики: зачем? Надо другие меры. Такие либеральные страны как Дания, Канада просто принимают закон о запрете с 2010-2011 гг., просто не продают лампы накаливания – и все. Это нормальные шаги по энергоэффективности, хотя это самое простое, что лежит на поверхности. Есть еще много вещей, которые в этом законе поименованы. Я думаю, что, несмотря на кризис, у нас будет получаться, у насесть оптимизм.
Не думаю, что кризис продлится в течение одного года, думаю, что будет тяжело и в следующем году. Энергетикам надо думать о том, как жить и в следующем году. Полагаю, что с 2011 года мы преодолеем, начнем подниматься, и тогда с нас могут спросить. Экономика начнет восстанавливаться, и если к этому не будут готовы энергетики, я вас уверяю, критика будет в квадрате, если не в кубе. Поэтому всем представителям энергетических компаний к этому нужно быть готовым. Мы не должны на этом подъеме подставить ножку нашей экономике |
