Размещено на http://www.allbest.ru/

О состоянии теплоэнергетики на пороге 2013 года

В.В. Шелков,

(Стенограмма доклада на XI Московском международном энергетическом форуме «ТЭК России в XXI веке» на пленарной дискуссии: «Региональная энергетика. Может ли теплоснабжение стать эффективным бизнесом?», публикуется с сокращениями)

Как работает модель функционирования территориальной генерирующей компании? У территориальной генерирующей компании три источника выручки. Первый - это производство и передача тепловой энергии. Второй источник - это продажа электрической энергии. И третий источник - получение платы за мощность. Давайте коснемся экономики каждого из направлений.

Что касается производства и передачи тепловой энергии. С учетом того, что государство декларирует установление экономически обоснованных тарифов на основе необходимой валовой выручки. Модель в тепле работает следующим образом. Если там есть прибыль, то это инвестиционная программа: любая копейка, которая вложена в тариф, должна быть закопана на этой территории либо в виде инвестиций, либо в виде расходов на содержание сетей. Эффект для компании с точки зрения маржинального дохода в данном случае равен нулю.

Что касается электрической энергии. Как должна работать модель с точки зрения продажи электрической энергии на рынке на сутки вперед (РСВ)? Когда начиналась реформа электроэнергетики, государство декларировало, что все экономически обоснованные расходы будут компенсированы, т.е. топливная составляющая, которая используется на производство электрической энергии, должна покрываться ценой на РСВ. Так должна работать модель.

И, наконец, что касается мощности. Многие наши станции являются «дорогими». Практически все, за исключением двух. Соответственно, тариф на них устанавливается Федеральной службой по тарифам на основе необходимой валовой выручки. Эффект для компании с точки зрения получения платы за мощность и маржинального дохода тоже ноль.

Вопрос: как же вы живете? Ответ: для всех энергетических компаний драйвером, конечно же, является строительство объектов ДПМ. Там есть плата за мощность, там низкая топливная составляющая при производстве электрической энергии. Это драйвер роста для всех компаний.

Итак, я вам рассказал, как должна работать модель в идеале. С учетом того, что были приняты определенные решения Правительством в лице министерств, у нас не были допущены четыре станции до конкурентного отбора мощности. Соответственно, четыре станции не получали плату за мощность. Почему? Потому что Министерство энергетики не допустило к конкурентному отбору турбины старше 1952 г. и с давлением меньше 90 атмосфер. В конкурентном отборе мощности достаточно большой объем выручки выпал, что, естественно, отразилось на деятельности компании.

Есть еще такая тема, которая называется «перекрестка». Перекрестное субсидирование между электричеством и теплом. Одна из станций по причине того, что 85% в тарифе на мощность составляет «перекрестка», просто по цене не прошла конкурентный отбор, соответственно - это дополнительные убытки для компании.

Третья тема - недостаточность тарифообразования в тепле. Здесь мы получили тоже достаточно большой объем выпадающих доходов.

Я уже не говорю о том, что у нас в 2012 г. добавилась такая тема как «Энергострим». Что повлекло за собой необходимость создания резервов на возможные потери, недополучение выручки в электроэнергии.

Плюс есть еще тема - неплатежи управляющих компаний и МУП, посредников, через которые мы вынуждены работать в крупных городах. Это еще дополнительные резервы.

На самом деле, тема моего выступления касается не ужасов в теплоэнергетике. Я хотел немножко поговорить о тепловых сетях, но приходится начинать так издалека, чтобы было понятно, что источников модернизации у самих генерирующих компаний не так уж и много. К сожалению, сегодня ТГК находятся в роли падчерицы. Все негативные решения регулятора больше отражаются на нас. К сожалению, у нас два продукта - тепло и электроэнергия - и их невозможно разорвать. Если какое-то негативное решение принимается в электричестве, то оно тут же сказывается и на тепле.

Что касается компенсации топливной составляющей на рынке на сутки вперед. Все ТГК в теплофикационном режиме (то есть, в основном нашем режиме) работают на РСВ в режиме ценопринимания. Иными словами, мы не влияем на формирование цены и получаем ту цену на РСВ, которая формируется рынком. Не всегда цена на рынке компенсирует топливную составляющую. В электричестве мы получаем убыток чаще всего, за исключением объектов ДПМ.

Теперь причины этого, почему так произошло. Во-первых, долгосрочный рынок, к сожалению, в электроэнергетике не создан. Есть новая долгосрочная модель Минэнерго. Она действительно неплохая, и она работающая. Но пока окончательное решение не принято, и в итоге мы вынуждены работать с горизонтом 1 год. Какие еще проблемы существуют? К сожалению, в электроэнергетике роль государственного регулирования избыточна в связи с тем, что, во-первых, существует фрагментарное государственное управление. Например, принимаемые решения в электроэнергетике противоречат интересам отрасли в тепле. Типичный пример - это не допуск к КОМ 2012 г турбин старше 1952 г. Это тут же отразилось на теплоснабжении, потому что часть станций выпали из конкурентного отбора мощности, не получают плату за мощность, другими словами, стали котельными. Соответственно, все затраты на эксплуатацию этих станций ложатся на тепло, что требует кратного роста тарифа. Пойти на это невозможно. Станции и компания, к сожалению, вынуждены нести убытки. тепловой энергия субсидирование электричество

Наше законодательство по выводу станций из эксплуатации построено таким образом, что как минимум с момента подачи заявки на вывод из эксплуатации шесть месяцев эта станция вынуждена работать и выполнять команды системного оператора. Так работает законодательство.

Как я уже говорил, еще одна из причин, почему так случилось - это изменение правил определения объема ценопринимания на рынке электроэнергии. Основной режим работы ТЭЦ - это ценопринимание. Мы работаем в ценопринимании, на цену мы не влияем, цену мы не формируем в нашем основном режиме.

Государство проводит сейчас, к сожалению, политику, направленную на увеличение доходности газа на внутреннем рынке при снижении доходности электроэнергии и теплового хозяйства. Если вы обратите внимание, то по сравнению с прошлым годом цена на РСВ не сильно увеличилась, а цена на газ поднялась на 15%.

Продолжается практика перекрестного субсидирования между платой за мощность и теплом, что в зонах присутствия ТГК отражается на положении электростанций с точки зрения платы за мощность и прохождения конкурентного отбора мощности.

Что происходит в теплоснабжении? Уже давно обсуждается тема необходимости введения единого центра при регулировании, как теплового рынка, так и рынка электроэнергии. Эта тема, к сожалению, пока не нашла никакого решения. Единственное, спасибо Минэнерго, они создали у себя подразделение, которое занимается теплом. Тем не менее, еще достаточно много министерств и ведомств занимаются этой темой: Министерство регионального развития, как профильное министерство, Министерство энергетики, Федеральная служба по тарифам, Министерство экономического развития и так далее, - т.е. нет единого органа, который объединяет как теплоснабжение, так и производство электроэнергии.

Есть еще одна беда - огромная неудовлетворенная потребность в инвестициях на модернизацию систем теплоснабжения. У территориальных генерирующих компаний, т.е. у генераторов, денег на модернизацию систем особенно и нет. Во-первых, эти расходы не заложены в тариф. Во-вторых, есть еще возможность вложить свои собственные деньги, увеличить надежность, снизить потери, использовать это как источник для возврата инвестиций. Но физически денег на это у генераторов тоже нет, потому что нас регулируют. Генераторы сейчас очень здорово обременены долгами в связи с тем, что они продолжают выполнять свои обязательства по строительству объектов ДПМ. У них очень большая долговая нагрузка, которая требуется на завершение строительства новых станций. И они с трудом выдерживают соотношение долга к EBITDA. Это один из ключевых показателей, по которым банки смотрят на компании. Соответственно, особых денег на модернизацию систем теплоснабжения нет.

Регуляторные нарушения со стороны ФСТ и РЭК продолжаются. Как вы знаете, у нас есть три типа перекрестного субсидирования - между тепловой и электрической энергией, между населением и промышленными потребителями, между городом и деревней. И еще внутри одного муниципального образования может быть перекрестка между централизованной и децентрализованной системой теплоснабжения, т.е. так называемый котловой тариф.

Наверное, одно из самых серьезных препятствий теплоснабжению стать эффективным бизнесом - это отсутствие эффективных механизмов воздействия на должников. Нормальных действенных механизмов воздействия на должников нет. Силовые структуры на наши запросы практически не реагируют, ссылаясь на то, что это спор хозяйствующих субъектов. Законодательство нормальную схему перехода на прямые расчеты не дает. Есть в Жилищном кодексе механизм, но он нереализуем. Это общее собрание жителей дома и переход на непосредственное управление. Представьте, в нашей зоне присутствия, предположим, тысяча домов. Одно собрание в день, и мы выходим на горизонт в три года.

Сегодня отсутствуют стимулы развития когенерации. К сожалению, мы сталкиваемся с тем, что идет котельнизация в наших зонах. Мы с этим боремся, в некоторых регионах успешно. Тем не менее, этот процесс продолжается. И с ним можно бороться только совместно с местными властями. Также отсутствуют стимулы у потребителя для энергосбережения и повышения энергоэффективности.

Что касается эффективности теплоснабжения как бизнеса. Есть 261-ФЗ, по которому генераторы обязаны к 1 июля 2013 г. установить везде приборы учета. Денег на это особенно нет, и тот механизм, который прописан в 261-ФЗ, не всегда работает, потому что при отсутствии доброй воли со стороны управляющих компаний компенсировать затраты на установку приборов учета может быть невозможно. Одна из генерирующих компаний - наших коллег, которые пошли по пути установки приборов учета, выполнения этого закона с последующей попыткой компенсации через суд у управляющих компаний затрат на установку приборов учета, получила отказ, т.е. отрицательное решение суда. В итоге, 100 млн были просто закопаны в приборы учета без перспектив компенсации.

Я хотел бы еще остановиться на надежности не столько теплоснабжения, сколько систем транспортировки тепла. Как вы знаете, систему теплоснабжения можно разбить на два больших куска: источники тепла и его транспортировка. В случае с котельными, конечно, участок по транспортировке значительно меньше, он может вообще отсутствовать. В случае крупной тепловой генерации (в случае ТГК) это достаточно большой и очень значимый кусок.

Система транспортировки тепла четко попадает под категорию естественной монополии. Я нигде не видел ни одного дома, к которому подходят две магистрали, и где существует альтернатива транспортировки по разным сетям. Существует возможность закольцовки, это с точки зрения надежности. Тем не менее, как правило, с точки зрения каждого потребителя - это монопольный поставщик. Какие проблемы здесь существуют? К сожалению, в большинстве случаев тепловые сети принадлежат разным собственникам, что делает схему поставки тепловой энергии достаточно запутанной и влияет на тариф на тепловую энергию. В конечном счете, такая запутанная система усложняет возможность привлечения инвестиций в модернизацию тепловых сетей.

На рис. 1 показана структура тепловых сетей «Квадра» по сроку эксплуатации. Видно, что в среднем больше 50% сетей эксплуатируются более 20 лет. Нормативный срок службы - 25. Но здесь все зависит от качества воды, от открытой или закрытой системы водоразбора. Состояние сетей не очень хорошее. И запас прочности не очень большой. У нас еще не самая худшая ситуация. Как правило, в среднем по России сети со сроком службы свыше 25 лет составляют больше 60%. То есть надежность сетей не очень хорошая, и с каждым годом она падает в связи с тем, что источников модернизации систем теплоснабжения в тарифе нет или они недостаточные. Что с этим делать? Существуют следующие варианты развития событий.

Можно оставить все, как есть. На самом деле, это не очень хорошо. Рано или поздно заморозим какой-нибудь из крупных городов. Особенно если это будет в Сибири, это будет катастрофа. Финансирование и реконструкция теплосетей за счет крупной генерации. Как я уже сказал, это мало реально в связи с большой долговой нагрузкой, специфическим характером регулирования отрасли, плюс обязательства по строительству объектов ДПМ. Можно ли финансировать реконструкцию систем за счет бюджетов муниципальных образований и субъектов? Нигде не видел, как это происходит. Бюджетных денег на это нет. Возможно национализировать систему транспортировки тепла. Но это нежелательно с учетом того, что мы находимся в рыночной экономике.

Можно снять ограничение на рост тарифа на тепло, чтобы появились в тарифе деньги на модернизацию системы. Но здесь имеют место социальные последствия, что тоже нежелательная тема.

И еще один вариант - это предоставление государством господдержки в виде долгосрочных денежных средств и бюджетного финансирования на цели реконструкции и модернизации систем теплоснабжения. Это единственный возможный вариант, на наш взгляд. Для координации действий государства и субъектов возможно создание фонда содействия модернизации теплоснабжения по аналогии с существующим Фондом содействия реформированию ЖКХ. Это понятная, известная схема, и она принята государством в части реформирования ЖКХ. Фонд должен быть наделен правами по принятию решений, по утверждению списка инвестиционных проектов в сфере теплоснабжения и по финансированию утвержденных инвестиционных проектов за счет средств, выделяемых государством. Для минимизации риска невозврата денежных средств, с целью минимизации коррупционных рисков финансирование должны получать крупные участники теплоэнергии.

Другой вариант - это создание в крупных муниципальных образованиях единого теплосетевого оператора в форме совместного с муниципальным образованием предприятия для контроля за инвестициями. Я хотел акцентировать внимание на том, что эти деньги нужны не генерирующим компаниям. Нужно вкладывать деньги в надежность под контролем субъекта Федерации в такой форме, т.е. в форме государственно-частного партнерства, как вариант.

Мы говорим о том, что не готовы допустить значительный рост тарифов на тепло. То, что умещается в тариф - это может быть частным партнерством. Это могут быть долгосрочные кредиты, источником возврата которых будет тариф, в который умещается этот возврат кредитов. То, что не умещается в тариф, но мы не хотим, чтобы тариф рос - это государственное партнерство в виде целевого софинансирования, в виде государственных субсидий через фонд содействия реформированию теплоснабжения под контролем субъекта Федерации.

На рис. 2 представлено наше видение, как должна выглядеть схема государственно-частного партнерства в процессе модернизации теплоснабжения. Понятно, что нужен независимый технический аудитор, который будет проверять качество ремонтов. Понятно, что контроль должен быть со стороны государства через государство, либо через субъекты Федерации. Но без модернизации систем теплоснабжения в части транспортировки тепла, боюсь, что скоро все это очень плохо закончится. В тарифе источников модернизации нет. Нет альтернативной котельной, на которую мы надеялись. Месяц назад государство определило, что возможный на ближайшее время индекс роста - это 6%. Тариф альтернативной котельной. Это целевой уровень, к которому мы можем идти с такими темпами роста очень долго.

Размещено на Allbest.ru