"Тепло отстает от электроэнергетики на век"
"Тепло отстает от электроэнергетики на век"
Глава дивизиона Fortum "Россия" Александр Чуваев о котельных, тарифах и инвестпрограмме
Газета "Коммерсантъ", №224 (5009), 27.11.2012
Интервью взяла Наталья Скорлыгина
В прошлом месяце правительство выпустило один из основополагающих документов в сфере теплоснабжения — "Основы ценообразования", коренным образом изменяющие правила игры в секторе и влияющие на экономику всех ТГК. Единственный иностранный инвестор, который решился войти на рынок тепла, купив в ходе реформы РАО "ЕЭС России" не ОГК, а ТГК,— финский Fortum. О текущем состоянии тепловой составляющей российской электроэнергетики, будущем сектора и его инвестиционных перспективах "Ъ" рассказал исполнительный вице-президент Fortum, глава дивизиона "Россия" АЛЕКСАНДР ЧУВАЕВ.
— Каким вы видите будущее "Фортума" после выполнения обязательной инвестпрограммы? Будет ли компания строить новые мощности в России после 2014 года, а если будет, то на каких условиях?
— Прежде чем говорить о планах на будущее, нужно выполнить то, что обещали. Мы обещали государству и нашим акционерам выполнить обязательную инвестпрограмму, которая закреплена в договорах о предоставлении мощности (ДПМ). Чтобы достичь поставленных операционных и финансовых целей, важно сосредоточить на этом все усилия. С реализацией части инвестпрограммы у нас есть задержки, не все идет так гладко, как хотелось бы.
— С чем связаны задержки?
— Задержка происходит по Няганской ГРЭС. Объективно, это первый в России за два десятка лет проект строительства крупной парогазовой электростанции с нуля, причем работы ведутся в сложном с точки зрения климата и логистики регионе — Ханты-Мансийском автономном округе. "Фортум" как заказчик все обязательства выполняет, дело за нашими контрагентами. Мы вместе ищем пути решения проблем и предполагаем осуществить пуск первого энергоблока в первом квартале 2013 года. При этом остающиеся к выполнению части обязательной инвестпрограммы планируем к вводу с опережением от сроков, прописанных в ДПМ.
— Но поскольку строительство новых мощностей —долгий процесс, наверняка вы уже сегодня думаете о том, что будет за горизонтом 2014 года.
— Наша цель — сделать активы, приобретенные в ходе приватизации РАО "ЕЭС России", современными и эффективными. Мы хотим добиться того, чтобы они обеспечивали надежное тепло- и электроснабжение, приносили максимальную прибыль, снижали воздействие на окружающую среду. Однако в части теплоснабжения мы работаем в регулируемом секторе. Он пока не обеспечивает ни возврата инвестиций для инвестора, ни качественного и надежного централизованного теплоснабжения для потребителей. Поэтому первоочередной задачей мы видим опережающее развитие нормативной базы, стимулирующее инвестиционную привлекательность в данном секторе экономики. По нашим расчетам, платежная нагрузка по теплу для населения России примерно равна финской. Мы посчитали, сколько платит семья в Челябинске, отапливая 50-метровую квартиру, и сколько платит за отопление аналогичного жилья семья в городе Эспоо (город рядом с Хельсинки, в котором расположена штаб-квартира Fortum) в схожих климатических условиях. Получилась примерно одинаковая цифра. При этом у нас тарифы на тепло для станций, работающих в когенерационном режиме, где-то в четыре раза ниже, чем в Финляндии.
— И где же оседает разница?
— В энергонеэффективности. Начиная с генерации: большинство российских ТЭЦ были построены много лет назад. К примеру, у нас есть станция, которая строилась еще по плану ГОЭЛРО. Она работает до сих пор! Фактически такие станции — котельные. На современных же когенерационных парогазовых станциях, где идет отбор тепла на централизованное отопление, тепло — вторичный продукт. Первичный — электроэнергия. А на старых ТЭЦ, в силу того что они были построены много десятков лет назад, наоборот. В существующих сегодня в России условиях топливо тратится на выработку тепла, отсюда высокая тарифная нагрузка.
Инвестиции в современные технологии после определенного срока окупаемости могут позволить зафиксировать, а в ряде случаев и снизить тарифную нагрузку на жителей. Возьмем электростанцию, на которой, скажем, 500 МВт тепловой мощности и 80 МВт электрической. Можно построить на ее месте новую когенерационную электростанцию, которая будет вырабатывать столько же тепла, но электричества — в десять раз больше! При этом себестоимость этого тепла будет ниже. И если тепло отрегулировано экономически обоснованно, рост конечного платежа населения может быть уменьшен, а через несколько лет и сам платеж может начать сокращаться. Теперь представьте ситуацию, когда таких электростанций в России десятки, если не сотни. Современная электрическая надстройка на существующую тепловую базу даст возможность модернизировать не только тепловой сектор, но и электроэнергетику страны в целом, причем, по нашей оценке, без государственных субсидий в отрасль. Надо только нормально отрегулировать тепло, так чтобы регулирование было сделано с минимальным вмешательством государства, было предсказуемо и обеспечивало выигрыш всем участникам процесса. Как это сделано, например, в скандинавских странах.
Однако нынешняя нормативная база в теплоснабжении не дает возможности окупить инвестиции. Возникает замкнутый круг. Рост тарифов из-за энергонеэффективности в тепловых сетях, в генерации и в домах ведет к непомерной платежной нагрузке на население. При этом никто не приходит с инвестициями, потому что этому препятствует регулирование теплового бизнеса, не создающее инвестиционной привлекательности сектора. К примеру, взять ФЗ N261 "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности". В действующей редакции он оставляет на выбор регулятора, оставить ли в тарифе в следующем периоде регулирования эффект от экономии, достигнутой за счет инвестиций, или вырезать его, то есть сократить уровень обоснованных затрат, заложенных в тариф, а следовательно, и сам тариф на сэкономленную величину. То есть вы пришли, вложили деньги, получили экономический эффект, далее вам нужно вернуть инвестиции в течение какого-то срока — пяти, десяти лет. Но в следующем периоде ту часть, которая образовалась от мероприятий по энергоэффективности, у вас отбирают. Инвесторы так не работают. Они хотят быть уверенными, что законодательство не даст отобрать то, на что ты рассчитывал при осуществлении инвестиций.
— А что необходимо, чтобы это гарантировать?
— Нужно поправить буквально три слова в ФЗ об энергоэффективности, устранив норму, которая позволяет вырезать из тарифа экономию, полученную в результате инвестиционных или других мероприятий. Аналогичные поправки необходимо внести в "Основы ценообразования".
— А на каком основании сейчас регулятор принимает решение вырезать или не вырезать?
— По собственному желанию. Это чистый волюнтаризм. В законе написано, что можно либо принять, либо не принять, и точка. Нет ни критериев, ни порядка урегулирования споров.
— Введение долгосрочных тарифов на тепло с 1 января 2014 года поможет привлечению инвесторов?
— Зависит от того, какие тарифы и на каких условиях будут вводиться. Долгосрочные, сроком от пяти лет, тарифы позволяют потенциальному инвестору планировать инвестиционную деятельность и возврат на вложенный капитал. Поэтому, безусловно, длинные тарифы — единственный путь к тому, чтобы привлечь инвестиции и модернизировать наконец нашу систему теплоснабжения. Но долгосрочность тарифа сама по себе не решает вопрос возврата капитала.
На основании расчетов, которые мы сделали по городам присутствия, мы считаем, что в когенерационной выработке и при условии применения энергоэффективных технологий в сетях можно достичь результатов, достаточных для возврата инвестиций. Одно из условий — ликвидация перекрестного субсидирования. В тепле оно есть между группами потребителей: для уменьшения тарифов для населения часть тарифной нагрузки перекладывают на промышленность. Что делает промышленность? Строит свои котельные, уходит из системы центрального теплоснабжения, а вся тарифная нагрузка, которая была на промышленности, возвращается обратно к населению. Промышленность уже почти ушла. У нас есть цифры по Челябинску, а это крупнейший индустриальный центр. Если в 1991 году доля промышленности в потреблении тепла составляла около 42%, сейчас — 18% промышленность, 82% — население. Безусловно, часть потребления сократилась из-за банкротства производств и т. п. Но в большинстве своем — из-за перекрестного субсидирования. Промпотребители просто построили свои котельные. Если сейчас исключить в тарифном регулировании перекрестное субсидирование, промышленность вернется, потому что на котельных тариф выше, чем на ТЭЦ.
Второе перекрестное субсидирование — между теплом и электрической мощностью, когда из тарифа на тепловую энергию вырезается определенная сумма, которая потом добавляется к тарифу на электрическую мощность. А тарифами покрыта меньшая часть объемов реализации мощности, так как с 2011 года она торгуется на рынке, и это перекрестное субсидирование генераторы должны принимать на убытки. В результате — неконкурентоспособность ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии и мощности.
Если эти виды перекрестного субсидирования убрать, то в комбинированной выработке появляется достаточно средств, чтобы возвращать инвестиции. А если сделать долгосрочный и прозрачный тариф, то появляется еще и надежность, необходимая для того, чтобы инвестор пришел в сектор теплоснабжения. Еще один вопрос — это оборудование приборами учета, которое несколько раз откладывалось. Нужно законодательно закрепить оприборивание всех потребителей и всех участников цепи теплоснабжения. Потому что если что-то не измеряется, этим нельзя эффективно управлять.
— В электроэнергетике это уже сделали.
— Теперь нужно сделать и в тепле. Тепло от электроэнергетики отстает на век.
— Если говорить об электроэнергетике, то есть ли в этой составляющей какие-либо проблемы, которые нужно оперативно решить?
— Сейчас в экспертном сообществе идет работа над изменением модели либерализованного рынка. Есть разные предложения, но они пока сырые. Пользуясь случаем, хочу сказать, что приватизация электроэнергетики в России — один из самых успешных опытов такого масштаба. Мы можем что-то докручивать, совершенствовать, но либерализованный рынок электроэнергии создан, и он работает. Не без проблем, конечно. Острейшие из них — неплатежи Северного Кавказа, несостоятельность отдельных гарантирующих поставщиков... Но в целом все функционирует. Для того чтобы продолжить модернизацию электроэнергетики России, сейчас нужно сделать все для того, чтобы изменить институциональную среду в тепле.
— Какая доля вашей выручки приходится на тепло?
— По итогам 2011 года в российском подразделении Fortum на электроэнергию приходится около двух третей выручки, на тепло — оставшаяся часть.
— Другие иностранные инвесторы купили ОГК и не имеют тех проблем с теплом, с которыми сталкиваетесь вы.
— Конечно, сейчас ОГК в среднем чувствуют себя лучше, чем ТГК. Но потенциал развития — и с точки зрения энергоэффективности, и с точки зрения развития электрических мощностей — больше у ТГК. Если мы разрешим все проблемы, которые связаны с регулированием тепла, этот потенциал будет реализован в полной мере. Тогда в когенерацию придут инвестиции. И большое количество морально и физически устаревших конденсационных мощностей надо будет закрыть, поскольку, во-первых, они не смогут обеспечить возвратность инвестиций, во-вторых, станут неконкурентоспособными на рынке электроэнергии и мощности. Так будет решена проблема модернизации "старых" мощностей. Без государственных субсидий, которые могут быть направлены, например, на поддержку возобновляемых источников энергии, таких как солнечная энергетика, ветроэнергетика, биотопливо и т. д., как это делается во всем мире.
Это мое личное мнение, но оно подтверждается всеми расчетами, поскольку когенерационная выработка электроэнергии и тепла гораздо эффективнее выработки просто электроэнергии. КПД конденсационной станции — в лучшем случае около 55-56%. КПД современной парогазовой ТЭЦ с централизованным отбором тепла — порядка 85%. Если на той тепловой базе, которая уже есть в России, построить современные установки для выработки электроэнергии, то эффективность этих установок вырастет на 40-50%, а энергетика России получит большое число современных генерирующих мощностей.
— Когда можно ожидать нормализации ситуации?
— Был принят ФЗ N190 "О теплоснабжении", к которому должно быть выпущено более 30 подзаконных актов. На данный момент принято около половины из них, среди самых важных — правила организации теплоснабжения, "Основы ценообразования". У нас, безусловно, есть вопросы к обоим документам, но лучше принять эти акты и потом их совершенствовать, чем жить в том институциональном пространстве, которое не устраивает ни потребителей тепла, ни местные власти, ни генерирующие компании.
— А какие принципиальные моменты в "Основах ценообразования", как вам кажется, следует изменить?
— Мне кажется, что любое ценообразование должно поощрять эффективных собственников. За рубежом, где комбинированная выработка тепла и электроэнергии конкурирует с котельными, вы можете себе заказать котел и, образно говоря, поставить его в доме. Но это тепло для вас будет стоить гораздо дороже, чем то, что может предложить компания, вырабатывающая тепло в когенерационном режиме. Отнимите, образно говоря, 20% у тарифа котельных и определите, что таким и будет максимальный тариф. И все, больше ничего не нужно регулировать, остальное сделает рынок. Не нужно ничего изобретать. Существуют и другие методы регулирования — в "Основах ценообразования" их четыре. У нас есть и другие вопросы к принятым документам, но, надеюсь, они будут решены при доработке нормативной базы.
— "Фортум" закончил 2011 год с хорошими результатами, тогда как за редким исключением ТГК ухудшили показатели. Чем вызвана такая разница?
— Во-первых, в прошлом году мы ввели три новых блока по ДПМ общей мощностью около 650 МВт. Плата за мощность, безусловно, улучшила финансовые показатели компании, хотя она лишь возвращает наши инвестиции. Во-вторых, акционер задает нам жесткие показатели по эффективности операционной деятельности и снижению издержек во всех сферах — в закупках, включая закупки топлива, в области технической эффективности потребления топлива, в кадровой сфере. Все эти мероприятия в совокупности дают результат, который мы показали в 2011 году, хотя я думаю, что это не предел.
— Экономия на закупках топлива обеспечивается перезаключением договоров с поставщиками газа?
— В том числе. За последние годы мы существенно изменили наш топливный портфель, значительно сократив долю закупок газа у "Газпрома" в пользу покупки газа у альтернативных поставщиков.
— В рамках новой договорной конструкции у кого вы будете закупать газ?
— Структура поставщиков остается практически неизменной. Из нового — у нас со следующего года появляется контракт с "Роснефтью".
— НОВАТЭК у вас будет основным поставщиком?
— Да, как это было и раньше. При этом "Фортум" продолжает работу по диверсификации топливного портфеля и обсуждает перспективы возможного сотрудничества с альтернативными поставщиками.
— Соглашение с Челябинской угольной компанией было условием согласования переноса новых блоков в рамках ДПМ из Тюменской области в Челябинскую?
— Нет. Мы подавали на перенос блоков задолго до заключения этого договора, и этот процесс шел отдельно. Новая мощность будет более востребована на Урале, что имеет экономический эффект, в том числе для потребителей.
— Планирует ли Fortum консолидировать 100% ОАО "Фортум"?
— Это решение — за акционером. Есть публичная информация о том, что "Фортум" проведет делистинг с биржи.
— С чем связано решение о делистинге?
— С тем, что большое количество акций находится в руках одного акционера и free float не имеет особенного значения.
— Когда "Фортум" начнет платить дивиденды?
— У нас достаточно амбициозная инвестпрограмма — около €2,5 млрд. Также необходимо модернизировать старые активы, не все из которых в хорошем состоянии. Эти инвестиции требуют возврата. Думаю, сначала нам нужно расплачиваться по заемным средствам на эти мероприятия. Но решать, как лучше применить ту прибыль, которую мы получаем,— дело акционера.
— Могли бы вы обозначить векторы развития? Какие направления будет развивать "Фортум"?
— У "Фортума" есть стратегия, она определяет приоритетную технологию — это комбинированная выработка электроэнергии и тепла. Потом Fortum — компания с сильными компетенциями в атомной энергетике, это единственная западная компания, которая использует у себя на одной из АЭС российское оборудование. Также у Fortum очень сильные компетенции в области гидроэнергетики.
— Может ли идти речь о вхождении в атомный или гидроэнергетический проект на территории России?
— В атомный проект у нас вхождение ограничено законодательством, а почти все гидроактивы находятся под управлением "РусГидро". Так что сомневаюсь. А вот что касается комбинированной выработки — это достаточно сильная наша компетенция, и в России достаточно пространства, чтобы ее применять. Это может быть одним из направлений развития.
— Как строятся отношения "Фортума" с основным акционером? И удается ли использовать к своей выгоде факт принадлежности международному концерну?
— Безусловно, те компетенции, которые наработаны Fortum — например, в области получения тепла и электроэнергии при сжигании мусора, в области биотоплива, ВИЭ,— востребованы и на российском пространстве. Этими компетенциями мы широко пользуемся через основной Fortum. Что касается принятия участия основного акционера в операционной деятельности российского дивизиона, то я являюсь членом правления группы Fortum и участвую в принятии решений, которые транслируются на деятельность в России.
— Компетенции Fortum по ВИЭ применяются в России?
— Большинство ВИЭ работает при поддержке государства в виде субсидий. Поскольку пока в РФ субсидии на ВИЭ по большому счету не институционализированы, эти компетенции остаются на уровне проработок, но не на уровне масштабной реализации. Если будет развита институциональная среда, которая даст толчок к развитию ВИЭ, мы будем привлекать компетенции Fortum для возможной реализации таких проектов.
— Утверждены меры поощрения ВИЭ через механизмы оптового рынка...
— Это действительно так, но пока мы на это смотрим только с оценочной точки зрения. Сегодня наша основная задача — выполнение инвестпрограммы.