Директор по работе на энергорынках Кузбасского филиала ООО "Сибирская генерирующая компания" А.Данилов: "Чем меньше ограничений в единой энергосистеме, тем эффективнее она работает"

             Вот уже почти год сибирская энергосистема работает в новых условиях: с августа 2014 года сняты системные ограничения на переток электроэнергии между 1-й (Европейская часть РФ и Урал) и 2-й (Сибирь) ценовыми зонами. С осени 2014 года из-за маловодности сибирские ГЭС сокращают выработку.

            - Осенью 2014 года гидроэлектростанции не успели заполнить водохранилища и буквально до мая 2015 существенно сокращали выработку - гидрогенерация в целом по Сибири упала на 16% по сравнению с аналогичным периодом 2014 года. Разумеется, снижение выработки ГЭС необходимо было компенсировать, и ее заместили тепловые электростанции. При этом электростанции СГК увеличили загрузку относительно 1 полугодия 2014 года на 32,8%, в то время как прочие электростанции Сибири - примерно на 7%. Так, в целом прирост по выработке электроэнергии тепловой генерации в первом полугодии 2015 года в Сибири составил 7,1 млрд кВт.ч, при этом 4,6 млрд кВт.ч пришлось на электростанции СГК.

            - Здесь сыграл роль целый ряд факторов. Так, эффективно сработали трейдеры, оказываясь "в нужное время в нужном месте", благодаря грамотным прогнозам, анализу стратегии конкурентов, проработанным стратегиям собственной работы. Мы опережали конкурентов и благодаря этому росли быстрее. Хорошо сработали технические службы, ведь без готовности оборудования мы бы ничего не сделали. Отмечу, что по ряду электростанций у нас положительная динамика в части готовности оборудования, даже с учетом повышенной загрузки.

            Сыграло свою роль и географическое расположение электростанций СГК: в связи с ремонтной кампанией в сетевом комплексе транзит электроэнергии с электростанций восточной Сибири нередко был затруднен, соответственно, Системный оператор загружал наши электростанции.

            - Выработка СГК в первом полугодии 2015 года увеличилась на 4,6 млрд кВт.ч, при этом объем перетока относительно прошлого года изменился незначительно, Сибирь стала принимать меньше на 4,7%, или 87,4 млн кВт.ч за полугодие.

            Если говорить о влиянии снятия ограничений в целом на энергосистему, то я считаю, это огромный плюс, ведь чем меньше ограничений в единой энергосистеме, тем правильнее и эффективнее системный оператор будет размещать мощности. Кстати, в настоящее время сложился достаточно интересный профиль перетока: ночью он направлен в Сибирь, поскольку потребление 1-й ценовой зоны - европейской части РФ - падает, возникает существенный избыток дешевой базовой генерации (АЭС, технологические минимумы тепловой генерации). В дневное время, поскольку угольная генерация значительно дешевле газовой, преобладает направление из Сибири, 2-й ценовой зоны, в 1-ю. Максимальный объем перетока в настоящее время составляет около 2 ГВт.ч.

            В связи со снятием ограничений по перетокам отмечу перспективность угольной генерации, которая значительно дешевле распространенной в 1-й ценовой зоне газовой генерации: уголь дешевле газа в 1,5-2 раза. Разумеется, перспективы развития угольной генерации в Сибири очень зависят от объема выработки электроэнергии гидроэлектростанцией. Если приточность воды в водохранилища будет низкой, угольные электростанции будут загружены в большей степени, для компенсации мощности в Сибири. Если приточность сложится высокой, загрузка угольной генерации будет ниже, но из-за возможности оптимизации перетока мы тогда сможем выдавать больше мощности в 1-ю ценовую зону.

            Кроме того, говоря о влиянии снятия ограничений на работу СГК, нужно отметить, что это, с одной стороны, в определенной степени увеличило загрузку электростанций компании, с другой, со снятием ограничений СГК получила новых потребителей - хронических неплательщиков - из 1-й ценовой зоны. Например, потребителей Северо-Кавказского федерального округа, многие из которых не отличаются хорошей платежной дисциплиной. Так, если по итогам 1 полугодия 2015 года доля оплаты поставленной электроэнергии и мощности потребителями Сибирского федерального округа (СФО) составляет около 100%, то в Южном и Северо-Западном федеральных округах этот показатель равен 99,4%, в Северо-Кавказском - 82,3%.

            - Прикрепление потребителей 1-й ценовой зоны негативно сказывается на общем размере дебиторской задолженности компании. Просроченная дебиторская задолженность данных потребителей на данный момент составляет 308 млн рублей.

            В целом просроченная дебиторская задолженность СГК в 2014 году сократилась с 1,181 млрд рублей на начало года до 1,116 млрд рублей на конец года, по состоянию на 30 июня 2015 года показатель возрос. Существенная доля просроченной дебиторской задолженности приходится на ОАО "Омскэнергосбыт" с долгом 533 млн рублей и ОАО "Бурятэнергосбыт" с долгом 265 млн рублей, а также ОАО "Волгоградэнергосбыт" (участник 1 ценовой зоны) - 254 млн рублей и ОАО "Тываэнергосбыт" - 109 млн рублей.

            Отмечу, что в целом задолженность за поставленную электроэнергию на оптовом рынке в СФО выросла с 2,184 млрд рублей на начало 2015 года до 2,199 млрд рублей на 30 июня 2015 года, в то время как задолженность в целом по РФ увеличилась с 46 млрд рублей до 49,5 млрд рублей соответственно, и это без учета объема денежных средств, выведенного в цессию (механизм перевода задолженности с ОРЭМ на прямые расчеты продавца и покупателя).

            По моему мнению, ситуацию с дебиторской задолженностью серьезно осложняет увеличившаяся стоимость кредитных ресурсов, а также отсутствие у оптового рынка механизмов взыскания средств с должников. Точнее, оптовым рынком предусмотрен механизм финансовых гарантий, но прежде чем данный механизм начнет работать, потребитель может накопить задолженность перед участниками оптового рынка за несколько расчетных периодов.

            - В основном, конечно, проблема профицита мощностей касается первой ценовой зоны. Вместе с тем, с моей точки зрения, движение российского рынка электроэнергии в целом должно происходить в связке с движением рынка тепла. К примеру, мы принимаем решение выводить объекты генерации прямо сейчас, поскольку они в избытке. Какая самая неэффективная генерация на первый взгляд? ТЭЦ! Но если смотреть с точки зрения рынка тепла, то ТЭЦ осуществляют когенерацию, то есть одновременную выработку тепло- и электроэнергии. И если принять во внимание, что выработка тепла во многих населенных пунктах нашей страны осуществляется огромным количеством различных низкоэффективных котельных, а также рассмотреть возможность передачи нагрузки с этих котельных на ТЭЦ, то классифицировать ТЭЦ как неэффективную генерацию становится уже проблематично.

            Поэтому, повторюсь, необходимо сначала в масштабах всей страны "пройти" рынок тепла, разместить выработку тепла на самых эффективных мощностях внутри городов - поскольку рынок тепла локальный, мы не можем поставить тепло, скажем, из Кемерово в Красноярск - и только после этого делать выводы о том, какая генерация неэффективна, какими-то методами ее консервировать или выводить.

            Но здесь тоже нужен разумный баланс, поскольку вывести слишком много генерации сейчас - значит получить в перспективе необходимость строительства новой генерации, что будет гораздо дороже. Вместе с тем, если мы "пройдем" рынок тепла, то сможем высвободить определенную часть средств для консервации за счет размещения теплогенерации на наиболее эффективных мощностях. Это позволит нам пройти консервацию мягче.

            Вместе с тем, пока никаких регулирующих решений по рынку тепла нет, о выводе и консервации генерации, с моей точки зрения, говорить преждевременно.

            - От новой модели ВСВГО ожидаем некоторое увеличение выработки в целом по РФ и, в том числе, по Сибири, а также некоторое снижение цены на электроэнергию в Сибири. Вместе с тем, пока сложно утверждать, как конкретно покажет себя в работе новая модель, поскольку здесь очень много непрогнозируемых факторов. В частности, многое зависит от стратегии генераторов и от того, какие ценовые заявки они будут подавать.

            По нашим прогнозам, в краткосрочной перспективе от нового механизма ВСВГО получат выгоду потребители - за счет снижения цены. В долгосрочной перспективе - за счет того, что новая модель предполагает работу оборудования в большем объеме и, соответственно, его более быстрый износ - мы получим необходимость ввода новых мощностей, новые проекты ДПМ.

            Что касается приточности водохранилищ ГЭС, то она увеличилась по сравнению с началом года, однако она не восстановилась к уровню весны 2014-го. Доля выработки гидростанций увеличилась, они более-менее вошли в базовый режим, но их загрузка по-прежнему низкая. По нашим прогнозам, она будет оставаться низкой до конца года. Единственное исключение - Богучанская ГЭС, которой разрешили наполнение водохранилища. Соответственно, доля выработки электроэнергии ГЭСами покажет незначительный - до 3% - рост.

            В результате по выработке СГК прогнозируется незначительное снижение, но в целом мы намерены сохранить показатель на уровне 2014 года.

            Потребление электроэнергии в Сибири будет чуть выше, чем в 2014 году. Однако в Кемеровской области покажет снижение на 2-3% за счет фоновой "просадки" промышленности региона в целом, в том числе закрытия шахт в Прокопьевске.

            Цена электроэнергии во 2-й ценовой зоне в июле-декабре 2015 года, согласно нашим прогнозам, составит 850-900 рублей за МВт.ч, то есть будет находиться около уровня прошлого года (885 рублей за МВт.ч) или чуть ниже. Основными драйверами снижения, по нашему мнению, могут стать некоторое увеличение выработки гидроэлектростанциями и "включение" нового механизма ВСВГО.