«Иркутскэнерго» расторгло договор на разработку проектной и рабочей документации по переводу угольной ТЭЦ-7 в Братске на сжигание природного газа, следует из информации в системе анализа закупок «Интерфакс-Маркер».
Договор был заключён в начале декабря 2020 года с новосибирским АО «Эннова» на сумму 56 млн рублей, говорится на сайте госзакупок. В «Иркутскэнерго» расторжение сделки, произошедшее в феврале, не комментируют.
Согласно техзаданию, подрядчик должен был разработать проект модернизации шести котлов ТЭЦ-7 с учётом сжигания газа, аварийным топливом должен был стать мазут. При модернизации КПД (брутто) котлов должно составить не менее 92,5%, а мощность ТЭЦ в отопительный период при запуске всех котлов – не менее 300,8 Гкал/час.
«Эннова» занимается инженерно-техническим проектированием. По данным аналитической системы «СПАРК-Интерфакс», на третий квартал 2020 года совладельцем компании является АО «Подольский машиностроительный завод» («ЗиО», Московская область).
В 2019 году «Иркутскэнерго» привлекло ООО «ИТ Синтез» (Новосибирск) для разработки технико-экономического обоснования перевода угольной ТЭЦ-7 в Братске на природный газ. Стоимость работ составила 6,2 млн рублей.
Мощность ТЭЦ-7 составляет 12 МВт, она обеспечивает теплом несколько жилых районов Братска. Перевод станции с угля на газ необходим в рамках утверждённого правительством плана по снижению загрязняющих выбросов в Братске.
Братск, второй по величине город в Иркутской области, считается одним из самых неблагополучных в РФ в плане экологии из-за крупного промышленного производства (алюминий, целлюлоза). Перевод энерго- и теплогенерирующих мощностей на газ Братского месторождения обсуждается более 15 лет.
Компания En+ Group планирует участвовать в конкурсе на строительство генерирующих объектов в рамках проекта по расширению пропускной способности Байкало-Амурской магистрали (БАМ) и Транссибирской магистрали. Об этом журналистам сообщил глава энергетического бизнеса En+ Group Михаил Хардиков.
«С точки зрения новой генерации мы активно планируем принять участие в аукционе по Восточному полигону. Там будет так называемый технологически нейтральный конкурс на строительство нового объекта генерации. Там газовая станция будет предлагаться рядом с генератором, мы будем предлагать строительство Тельмамской ГЭС», — сказал Хардиков.
Он добавил, что компания ожидает окончания строительства станции к 2030 году. При этом дополнительный спрос на электроэнергию, который возникнет в рамках расширения Восточного полигона после 2025-2026 гг., планируется покрывать за счет мобильных электростанций.
Ранее заместитель генерального директора компании «Эн+ Девелопмент» Игорь Попов заявлял, что Тельмамская ГЭС, установленная мощность которой составит 450 МВт, будет построена с использованием механизма ДПМ.
Модернизация БАМа и Транссиба — один из крупнейших инфраструктурных проектов в РФ. Первый этап проекта предусматривает увеличение в 2020 году провозной способности Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей в направлении морских портов и пограничных переходов Дальнего Востока на 66,8 млн т в год к уровню 2012 года — до 124,9 млн т. Реализация второго этапа развития магистралей позволит увеличить пропускную способность БАМа и Транссиба до 180 млн т в год, его планировалось завершить в 2024 году.
Энергетический сегмент
Капитальные затраты En+ Group в энергетический сегмент компании могут возрасти в 2021 году до $350 млн против $250-300 млн в 2020 году за счет программы модернизации ТЭС. «Мы всегда говорили, что у нас на 2020 год таргет по capex в энергетике был около $250-300 млн. В 2021 году он может быть чуть выше — до $350 млн за счет программы модернизации ТЭС, которая в 2021 году входит в активную фазу. Но глобального роста мы не планируем», — отметил Хардиков.
En+ Group планирует направить на модернизацию теплоэлектростанций 15-16 млрд руб. до 2026 года. Глава энергобизнеса En+ Group добавил, что по итогам прошедших конкурсов было отобрано 12 проектов модернизации оборудования — один на Автозаводской ТЭС в Нижнем Новгороде и остальные на теплоэлектростанциях компании в Иркутской области.
При этом Хардиков подчеркнул, что компания в данный момент не заинтересована в проектах с использованием российской газовой турбины. «У нас есть одна газовая станция в Нижнем Новгороде — Автозаводская ТЭС, одну турбину мы заявили в проект модернизации, она прошла. Но объективно, какого-то масштабного строительства новой генерации с использованием новых отечественных газовых турбин мы не планируем», — сказал он.
Ранее Хардиков говорил, что компания не планирует пересматривать объем затрат на содержание и ремонт действующих производств на фоне распространения коронавирусной инфекции.
En+ Group прогнозирует, что выработка электроэнергии по итогам 2021 года сохранится на уровне предыдущего года. В настоящее время выработка гидроэлектростанциями компании находится на стабильном уровне. По итогам 2020 года генерирующие объекты En+ Group произвели 82,2 млрд кВт ч электроэнергии, что на 5,7% больше, чем годом ранее. При этом отпуск тепловой энергии за отчетный период сократился на 1,5%, до 26,9 млн Гкал. <…>
En+ Group рассматривает проекты в сфере СПГ и водорода. Об этом заявил глава энергетического бизнеса холдинга Михаил Хардиков. Так, в Красноярске планируется создание заправок с газомоторным топливом с целью перевести на газ часть маршрутов городского транспорта, а также ряд частных домов в жилом секторе города. В перспективе же En+ Group готова активно включиться в создание водородной энергетики.
Напомним, замещение углеводородов другими видами энергетических ресурсов, в том числе водородом — мировой мейнстрим. США, Япония, Китай, страны ЕС уже приняли свои стратегии развития водородной отрасли и ставят перед собой весьма амбициозные цели (подробнее см. «На водороде в будущее» №51 2020). «В возобновляемой энергетике существует проблема сглаживания пиков <потребления>. И водород — один из способов их балансировки», — говорит Михаил Хардиков. Также это логичное развитие стратегии En+ Group в сфере ESG, которую холдинг последовательно реализует уже несколько лет, активно сокращая свой углеродный след и участвуя в нацпроекте «Экология» в городах своего присутствия. Напомним, основатель En+ Group Олег Дерипаска неоднократно выступал за серьезное сокращение углеродных выбросов. «Откладывать решение экологических проблем уже нельзя, – говорил предприниматель несколько лет назад. — . Посмотрите, какая зима в Москве – это же явный результат климатических изменений и повышения температуры. Мне кажется, провал Киотских и Парижских соглашений четко поставил вопрос, собираемся ли мы что-то делать сейчас или все же собираемся ждать до 2030-2050 года? Все же очень просто: кто бы ни производил выбросы, будь то в Индонезии, в Индии, в Китае или в России, он использует общий ресурс – атмосферу и окружающую среду». К 2030 En+ Group собирается сократить выбросы парниковых газов как минимум на 35% к уровню 2018 года, а к 2050 снизить их до нуля. Это касается сокращения абсолютных выбросов по всей производственной цепочке, включая и производство алюминия, и производство тепловой и электроэнергии.
Также En+ Group через свое СП с BitRiver, оператором крупнейшего в России дата-центра для майнинга, Bit+, продолжает развивать майнинговые мощности в Братске, которые сдаются в аренду. Спрос, по словам Михаила Хардикова, очень хороший, а для размещения майнинговых ферм отлично подходят площадки старых котельных, которые вводятся из эксплуатации. В Братске такие площадки есть и мы их развиваем. Для En+ Group майнинг — еще один рынок для сбыта электроэнергии. «Даже 100 Мвт — это уже хорошо. Надо развивать спрос», — комментирует проект Михаил Хардиков.
В целом в этом году En+ Group оценивает инвестиции в энергетическом сегменте до 350 млн долларов. Инвестиции «Русала», металлургического дивизиона холдинга, как и годом ранее, останутся в пределах 900 млн-1 млрд долларов. В энергетической сфере En+ пятнадцатый год реализует программу «Новая энергия» по масштабной модернизации гидроэлектростанций Ангарско-Енисейского каскада: Красноярской, Братской, Иркутской и Усть-Илимской. Задача программы — обеспечить дополнительную выработку электроэнергии на тех же объемах воды. Благодаря модернизации гидроагрегатов и замене рабочих колес на ГЭС к 2022 году выработка повысится на 2 млрд Квт*ч (например, ан Иркутской ГЭС будет заменено 4 из 8 гидроагрегатов, мощность каждого вырастет с 82,8 МВт до 105,7 МВт). В целом такое увеличение выработки эквивалентно вводу новой электростанции на 400 Мвт. Дополнительный важный бонус — сокращение на 2,3 млн т в год выбросов СО2.
Сейчас модернизация ГЭС не входит в ДПМ-2, но En+ Group продолжает вести с Минэнерго переговоры о том, чтобы ГЭС все же были включены в нее наряду с ТЭЦ. ТЭЦ в энергетическом дивизионе En+ Group тоже есть, в этом году их модернизация входит в активную фазу, на нее будет в целом потрачено более 15-16 млрд рублей в прогнозных ценах. «Долгосрочные параметры окупаемости тут известны, поэтому модернизацию ТЭЦ Иркутской области выгодно проводить за счет заемных средств», — пояснил Михаил Хардиков. В целом же свои капзатраты En+ Group планирует и дальше финансировать из собственных средств.
Компания En+ Group планирует направить на модернизацию своих теплоэлектростанций 15-16 млрд руб. до 2026 г. Об этом журналистам сообщил глава энергетического бизнеса En+ Group Михаил Хардиков.
«Инвестиции там будут существенные. До 2026 г. более 15-16 млрд руб.», — сказал он.
Глава энергобизнеса En+ Group добавил, что по итогам прошедших конкурсов было отобрано 12 проектов модернизации оборудования — один на Автозаводской ТЭС в Нижнем Новгороде и остальные на теплоэлектростанциях компании в Иркутской области.
При этом Хардиков подчеркнул, что компания в данный момент не заинтересована в проектах с использованием российской газовой турбины. «У нас есть одна газовая станция в Нижнем Новгороде — Автозаводская ТЭС, одну турбину мы заявили в проект модернизации, она прошла. Но объективно, какого-то масштабного строительства новой генерации с использованием новых отечественных газовых турбин мы не планируем», — сказал он.
Глава энергетического бизнеса En+ Group Михаил Хардиков о том, как энергетическая отрасль переживает коронакризис
Глава энергетического бизнеса En+ Group, гендиректор «Евросибэнерго» Михаил Хардиков
Снижение деловой активности и локальные ограничения, вводимые властями различных стран для борьбы с коронавирусом, ударили по многим отраслям экономики, в том числе по энергетике.
По данным Международного энергетического агентства, по состоянию на июнь 2020 г. энергопотребление в мире отставало от прошлогодних показателей на 10%, только в августе оно начало постепенно выравниваться. Энергосистема в России прошла пиковые месяцы кризиса относительно спокойно: в апреле потребители, с учетом изолированных энергорайонов страны, выбрали 84,3 млрд кВт ч энергии (минус 2,8% к апрелю 2019 г.), в мае – 77,6 млрд кВт ч (минус 5,3%), в июне – 74,1 млрд кВт ч (минус 5,9%). К сентябрю темпы снижения потребления стали минимальными.
Однако с октября в стране вновь начала расти заболеваемость COVID-19, и сейчас очевидно, что Россия, как и весь мир, переживает вторую волну пандемии. И она может оказаться еще более жесткой, чем первая. О том, как энергетики прошли первый пик коронакризиса, готовы ли они ко второй волне и какие слабые места обнаружились в работе генерации и регулировании отрасли, – «Ведомостям» рассказал глава энергетического бизнеса En+ Group, гендиректор «Евросибэнерго» Михаил Хардиков.
– Сегодня в стране вновь фиксируется резкий рост заболеваемости коронавирусом. Компания наблюдает второй пик пандемии?
– К сожалению, можно констатировать обострение ситуации с заболеваемостью. Но мы готовились к осени, проводили тренировки сотрудников, а также продумывали, где брать резервный персонал. Сегодня проблема в том, что на фоне роста заболеваемости в регионах персоналу сложно получить своевременную медицинскую помощь. Мы стараемся делать все возможное, чтобы наши сотрудники ее получали. В частности, строим современные медцентры в городах присутствия предприятий En+ и «Русала» (дочернее предприятие En+), которые будут оснащены современным оборудованием и ориентированы в первую очередь на борьбу с коронавирусом.
– Какое влияние на выработку оказал коронавирус и связанные с ним ограничения, особенно в самые сложные месяцы: апрель – июнь? Каковы финансовые потери компании?
– Ограничения, введенные из-за коронавируса, привели к существенному снижению потребления в энергосистеме страны. На выработке тепловых станций сказалась также теплая погода зимой и весной и рост выработки ГЭС. Выработка тепловых станций во II квартале год к году упала на 22,5% в целом по группе En+ до 2,4 млрд кВт ч. При этом гидрогенерация в этом году работала стабильно. Самая сложная ситуация действительно складывалась в первые три месяца пандемии – с марта по май. Но кризисный сценарий, при котором падение потребления в Сибири должно было составить 10%, к счастью, не реализовался – за 10 месяцев падение потребления по энергосистеме Сибири составило всего 1,4%. Максимальное снижение наблюдалось в мае – на 4% к маю 2019 г., в июне и июле темпы падения замедлились до 1,2%, а в августе до 0,5%.
Крупные потребители Красноярского края и Иркутской области, где расположены ключевые энергетические активы En+, сохранили работоспособность и потребление энергии – в августе в этих регионах даже наблюдался рост потребления на 1,2 и 0,5% соответственно к августу 2019 г. Но в ряде регионов Сибири потребление энергии за тот же месяц сильно упало. К примеру, в Томской области оно снизилось сразу на 19%.
Ситуация в энергосистеме Сибири отличалась от других регионов тем, что энергоемкие производства не закрывались и не снижали потребление электроэнергии. Этого не делал, в частности, входящий в периметр En+ «Русал». Но в других регионах России складывалась более тяжелая ситуация. Наиболее острая – в энергосистеме Урала, где в мае – июне потребление электроэнергии рухнуло на 10%. Там и сегодня сохраняется неблагоприятная ситуация – минус 8% потребления за III квартал.
Сильно пострадала из-за коронавируса энергосистема Средней Волги – в пиковые месяцы (апрель и май) падение потребления электроэнергии также достигало 10%. Пока преждевременно подсчитывать точную сумму финансовых затрат с нашей стороны, оценивать их будем по итогам года. Цифра будет складываться из двух составляющих. Первая – вложения компании в защиту сотрудников от коронавируса, мы ранее оценивали их в размере не менее 1 млрд руб. Вторая составляющая – ухудшение платежной дисциплины.
– Как раз весной все генераторы жаловались на резкий рост неплатежей, связанный с мораторием на начисление пеней. Сейчас ситуация нормализовалась? И ожидаете ли вы увеличения долгов по итогам года?
– Пик неплатежей пришелся на апрель. Из-за пандемии мы тогда вынуждены были перевести на удаленный режим работы часть людей и закрыть фронт-офисы своих сбытовых компаний в Иркутской области и Нижнем Новгороде. В результате в апреле в Иркутской области платежи снизились на 15% к аналогичному периоду прошлого года, в Нижнем Новгороде – сразу на 40%. В целом по группе собираемость платежей на розничном рынке снизилась в апреле на 17%. Несколько сгладило ситуацию то, что мы на протяжении многих лет развивали онлайн-сервисы и приложения, которые позволяли людям платить за электричество дистанционно. По итогам года ждем роста неплатежей на уровне не менее 10%. Собрать их рассчитываем теперь уже только в 2021 г.
Михаил Хардиков, глава энергетического бизнеса En+ Group, гендиректор «Евросибэнерго»Родился в 1982 г. в Томске. В 2007 г. получил диплом Академии народного хозяйства при правительстве РФ по специальности «стратегический менеджмент». Два года спустя окончил аспирантуру Российской академии государственной службы при президенте РФ (с 2010 г. – РАНХиГС) по направлению «мировая экономика». Имеет степень кандидата экономических наук2005начальник отдела по связям с инвесторами ОГК-32008начальник департамента по связям с инвесторами «Металлоинвеста»2009начальник управления по корпоративным коммуникациям «Башкирэнерго»2010директор по связям с инвесторами «Евросибэнерго»2012директор по корпоративным финансам, затем финансовый директор «Евросибэнерго»2018генеральный директор «Евросибэнерго»; Женат, воспитывает дочь и сына
– Потребители просят об отсрочке платежей?
– Основная масса обращений с просьбами об отсрочке была в апреле – мае. На конец июля поступило более 650 обращений от гостиниц, ресторанов, фитнес-клубов, турбаз и других коммерческих потребителей. Каждое из них рассматривалось индивидуально. Сейчас ситуация стабилизировалась – после июля количество обращений с просьбами об отсрочках существенно снизилось. Но в октябре мы вновь начали усиленно мониторить ситуацию с просрочкой платежей на фоне ухудшения ситуации с заболеваемостью коронавирусом. За октябрь неплатежи выросли на 12%.
– Какие нюансы работы оптового рынка нуждаются, на ваш взгляд, в дополнительном регулировании из-за COVID-19?
– Есть существенное снижение цен на так называемом рынке на сутки вперед (РСВ), особенно в европейской части страны. Пик снижения цен в европейской части страны и на Урале пришелся на май – относительно мая 2019 г. цены упали на 18%. И это происходит на фоне падения потребления энергии. Вторая важная проблема, которую я уже упоминал и которая сегодня не решена, – рост неплатежей. Узаконенная возможность не платить вовремя за электроэнергию (до 1 января 2021 г. постановлением правительства установлен запрет на начисление пеней и штрафов за просрочку оплаты. – «Ведомости») является угрозой для всей производственной цепочки энергетических предприятий. Генераторы просили правительство сократить срок действия моратория на начисление пеней – изначально до 1 июля 2020 г.
– На уровне Минэнерго и правительства этот вопрос осенью обсуждался?
– Он неоднократно поднимался, но правительство оставило решение в силе.
– Есть ли сегодня действенные механизмы поддержки энергосектора со стороны государства в условиях пандемии? Пользовалась ли компания какими-то из них?
– Энергетические активы En+ Group вошли в перечень системообразующих предприятий. И, как и другие в этом списке, должны были получить доступ к льготному кредитованию. Но критерии, которые установлены для получения такой помощи, в частности снижение выручки не менее чем на 30%, не достигнуты. Поэтому льготными кредитами воспользоваться не удалось. Другие меры поддержки, такие как обеспечение платежной дисциплины, компенсация расходов на защиту персонала от коронавируса, снижение штрафов за задержку ремонтов в связи с отстранением заболевших сотрудников подрядных организаций, пока также не работают.
Проектное финансирование не работает
– Будет ли компания корректировать инвестпрограмму? Какие ранее планировавшиеся проекты могут быть сдвинуты?
– Корректировать инвестпрограмму мы не планируем. В принципе, в период пандемии и с учетом мировых трендов стало понятно, что вектор развития у нас правильный – это фокус на экологию, проекты устойчивого развития, концепцию ESG и т. д. Самые крупные проекты – модернизация ГЭС Ангаро-Енисейского каскада «Новая энергия». Планируем начиная с 2022 г. производить по 2 млрд кВт ч в год чистой энергии. Объем воды, используемый для этого, не изменится. К 2025 г. программа позволит предотвратить выбросы парниковых газов на 2,9 млн т ежегодно за счет замещения выработки тепловых станций Сибири гидрогенерацией группы.
В этом году завершим замену гидроагрегата на Иркутской ГЭС, в ближайшее время состоится его запуск. В 2021 г. продолжим замену рабочих колес на Красноярской и Братской ГЭС, контракты на поставку оборудования уже подписаны. До 2026 г. планируем в программу модернизации «Новая энергия» инвестировать 21 млрд руб. Также в силе планы по строительству в рамках программы ДПМ ВИЭ малой Сегозерской ГЭС в Карелии. До конца года планируется выход на площадку, во второй половине 2022 г. – ввод в эксплуатацию. В следующем году начнется активная фаза в рамках модернизации тепловых станций.
– Какие сейчас доли заемных и собственных средств в финансировании инвестпрограммы, будут ли меняться пропорции? И какая сейчас долговая нагрузка компании?
– Вынужден с сожалением констатировать, что проектное финансирование в России для энергетиков и промышленности не работает. Долгосрочные кредиты под инвестиции привлечь практически невозможно. В чистом виде проектное финансирование – это долгосрочные кредитные ресурсы с привлекательной ставкой, в качестве обеспечения по которым выступают денежные потоки только самого проекта.
По факту сейчас, когда речь идет о проектном финансировании, от компании обязательно требуется дополнительное обеспечение от основного бизнеса. Причем зачастую оно больше, чем объем привлеченного кредита. А ставки по длинным кредитам гораздо выше, чем по краткосрочным. В итоге так называемое проектное финансирование не привлекательно для бизнеса. При этом сроки окупаемости в рамках программы ДПМ-штрих или ДПМ ВИЭ составляют 15 лет. Я не знаю, где в России можно привлечь 15-летние деньги на приемлемых условиях.
– Какие ставки сейчас предлагают по долгосрочным кредитам?
– Длинных денег банки в принципе не дают. Деньги на 3–5 лет – это облигации. Поэтому если брать пятилетние кредиты, то логично ориентироваться на ставки по облигациям. Ставки, которые были в сентябре – октябре, составляют в среднем 7–9% годовых, в некоторых случаях достигают 9,5% – и это при ключевой ставке ЦБ 4,25%. Короткие деньги должны стоить не больше чем ключевая ставка ЦБ плюс 1%.
– Вы не ответили про отношение долга к EBITDA. Какое оно сейчас и как будет меняться?
– У нас чистый долг по энергетическому бизнесу En+ порядка 320 млрд руб. по состоянию на конец июня 2020 г. Мы хотим его немного снизить.
– В начале 2020 г. сообщалось о желании входящей в холдинг компании «Иркутскэнерго» избавиться от принадлежащих ей ТЭЦ и угольных активов. Как идет этот процесс?
– Не совсем правильно говорить, что «Иркутскэнерго» хочет от чего-то избавиться. Консолидация теплового бизнеса в отдельном контуре – продолжение нашей стратегии управления активами. Например, в 2013–2017 гг. мы провели консолидацию гидроэлектростанций на базе компании «Евросибэнерго-гидрогенерация». Этот опыт оказался успешным. Сейчас для повышения эффективности консолидировали тепловой бизнес в недавно созданной Байкальской энергетической компании (БЭК). Совет директоров En+ поручил нам разработать дальнейшую стратегию развития данных активов. Мы в процессе, и продажа лишь один из вариантов.
– То есть речь о безусловной продаже угольных активов пока не идет?
– Это лишь одна из возможностей. Все зависит от того, будет ли это выгодно.
– Когда планируется завершить процесс их консолидации?
– Думаю, до конца года. В целом БЭК уже стала субъектом оптового рынка энергии и мощности, т. е. основные этапы пройдены.
– В апрельском обзоре Moody’s говорилось о том, что в условиях пандемии коронавируса тяжелее всего придется компаниям с угольной генерацией. Согласны ли вы с этим и как в целом оцениваете перспективы угольной генерации в стране?
– Если говорить про угольщиков, то риски понятны: снизился спрос на их продукцию и цены на нее. В угольной генерации другая обстановка. На фоне пандемии обострилась тема, связанная с экологией, и переход к безуглеродным технологиям может ускориться. Но коронавирус напрямую не влияет на угольную генерацию. Есть долгосрочная стратегия развития угольной отрасли в России, согласно которой на горизонте 10 лет она будет занимать в энергобалансе страны 45–46%. Нет оснований полагать, что пандемия ускорит процесс вывода угольной генерации. Хотя общий тренд постепенного перехода к безуглеродной экономике есть. И мы активно поддерживаем такую модель. На первом этапе важно, чтобы компании, особенно ориентированные на экспорт, начали сами вести учет выбросов CO2. Это новый элемент конкурентоспособности.
Кого и как поддерживать
– Как влияет на рынок, и в частности на En+ Group, уход крупных компаний в собственную генерацию?
– Негативно влияет. Большая энергетика строилась в расчете на сбалансированное потребление со стороны крупных потребителей и населения. И когда оптовые потребители уходят на собственную генерацию, баланс рынка нарушается. От этого страдает не только генерация, но и сетевые компании. Но есть объективные причины. Во-первых, увеличенная нагрузка на потребителя, в том числе и вследствие нерыночных надбавок. Во-вторых, развитие технологий и появление новых источников энергии, из-за чего собственная генерация становится для предприятий более дешевой и доступной. Есть потребители, которые за счет собственной генерации полностью обеспечили энергией и теплом свои заводы, к примеру группа «Илим». Но сегодня таких предприятий немного. В целом в 2020 г. выработка электростанций, являющихся частью промышленных предприятий, составила около 7,5% от объема потребления промышленности, в Сибири – около 5,5%. Энергия генерирующих компаний в принципе должна быть дешевле, чем создание собственных энергомощностей. Мы ведем постоянную работу с крупными потребителями, чтобы они оставались с нами.
– В «Совете рынка» неоднократно говорили, что необходимо избавляться от нерыночных надбавок – субсидирования тарифов на Дальнем Востоке, проектов по утилизации ТБО и проч. Вы разделяете эту точку зрения?
– Абсолютно верная позиция. По нашим расчетам, объем межтерриториального субсидирования достигает 10% от всех трансфертов в России. В цене энергии для конечного потребителя доля нерыночных надбавок доходит до 10%. То есть энергорынок начал выполнять функции распределения бюджетных средств между регионами. Есть много экспертных заключений на этот счет, из которых следует, что перекрестное субсидирование одних потребителей за счет других неэффективно. Если требуется субсидирование отдельных категорий потребителей, то это должно решаться за счет ресурсов бюджетов – от федерального до муниципальных. И в этом направлении сделан первый шаг: правительство уже внесло в Госдуму законопроект, запрещающий появление в РФ новых регионов с особыми условиями ценообразования на электроэнергию.
– В интервью «Ведомостям» этим летом председатель правления «Совета рынка» Максим Быстров говорил, что в решении проблемы перекрестного субсидирования не обойтись без повышения тарифов для населения. Как вы считаете, можно ли этого избежать и каким образом?
– Ставить знак равенства между ликвидацией перекрестного субсидирования и снижением поддержки отдельных категорий потребителей энергии некорректно. Это два разных вопроса. Первый – какие категории потребителей надо поддерживать, а второй – какими способами. Первый вызывает много дискуссий. Есть социально незащищенные слои населения, для них и текущие тарифы являются довольно высокими. Чтобы их поддержать, и установлены в целом льготные тарифы. Такой подход стимулирует зачастую неэффективное использование энергии. Например, если говорить про Иркутскую область, где самый низкий тариф на энергию в стране, среднее потребление на одного человека в месяц составляет порядка 170 кВт ч – вдвое больше, чем в любом другом регионе Сибирского федерального округа. Кроме того, в Иркутской области 0,7% абонентов-физлиц расходуют порядка 13% от всей электроэнергии, потребляемой населением. На каждое такое домохозяйство приходится порядка 11 000 кВт ч в месяц. Для сравнения: в среднем московская квартира потребляет за месяц 700–900 кВт энергии.
– У вас есть объяснение, почему так происходит?
– Это частные дома, которые отапливаются электроэнергией. Это коттеджи, где есть бассейны с подогревом, теплые полы, где используются довольно энергоемкие технологии или оборудование. Есть категория потребителей, которые занимаются майнингом, часто незаконным. Возникает резонный вопрос: насколько обоснованно субсидировать их за счет крупной промышленности? Льготы по оплате электроэнергии нужно давать только тем, кто в них нуждается. Мы не говорим о том, что нужно отменить льготы, но их нужно сделать адресными. Поэтому если объективно посмотреть на «перекрестку», то этот механизм неэффективен – реальный рост благополучия населения не коррелирует со льготами на оплату энергии. В то же время бюджет недополучает налоги, из-за того что крупная промышленность переплачивает за электроэнергию, а бизнес не имеет возможности создавать новые рабочие места и теряет конкурентоспособность.
Зеленое будущее
– Что вы думаете о перспективах ВИЭ и других альтернативных источников энергии, например водорода? Насколько это направление энергобизнеса интересно En+?
– Как известно, действующая программа поддержки генерации на основе возобновляемых источников (ДПМ ВИЭ) продлена до 2035 г. И сегодня ведется обсуждение новых параметров. В ее рамках прежде всего должны быть обеспечены стимулы снижения затрат на единицу вырабатываемой энергии. Мы участвуем в этой программе – например, планируем построить Сегозерскую малую ГЭС. Это правильное направление с точки зрения экологии.
– В I квартале 2021 г. пройдут конкурсы ДПМ ВИЭ по строительству солнечных станций. Вы будете участвовать?
– Мы построили в Хакасии одну солнечную станцию – Абаканскую СЭС на 5 МВт. Последний конкурс по солнечным станциям показал существенное снижение капитальных затрат (капекса). Победитель, который забрал почти все проекты по солнцу, предложил сильное снижение по вложениям на 1 кВт мощности – порядка 50% (до 60 000 руб. на 1 кВт) на отборе в 2018 г. и более чем вдвое (до 50 000 руб. на 1 кВт) на отборе в 2019-м. Пока мы сравняться с такими предложениями не можем. Также нужно учитывать повышение требований по локализации оборудования. Но наша компания с интересом смотрит на это направление. Хотя, по нашим оценкам, текущий уровень требуемой локализации не позволяет достичь подобного снижения удельных капитальных затрат, в частности учитывая существенное ослабление курса рубля в последнее время. В целом данные факторы не обеспечивают приемлемую экономику проектов СЭС.
– В промышленности активно внедряются цифровые технологии, позволяющие существенно экономить. Какие из них использует En+?
– Цифровизация – одна из стратегических задач для нас. В компании создан комитет по цифровизации, утверждена дорожная карта до 2025 г. По генерации – это внедрение риск-предиктивного подхода: онлайн-планирование техобслуживания и ремонта оборудования, система мониторинга надежности, цифровые системы управления электростанциями, управление поставками оборудования и материально-технических ресурсов и т. д. В сбытовой деятельности – big data и проекты развития интеллектуальных сервисов для потребителей, а также анализ платежной дисциплины. Все эти направления мы планируем объединить в единую систему на основе машинного обучения и нейронных сетей. Если говорить про действительно инновационные направления (не считая инвестиций в приборы учета, устройства релейной защиты и прочие обязательные мероприятия), то за последние 5 лет в проекты цифровизации компания инвестировала около 280 млн руб., из них 80 млн руб. – в 2020 г. Мы планируем продолжать эту работу. Среди приоритетных направлений – цифровизация ГЭС, тепловых станций, сбыта и процессов закупки.
Многие проекты пока находятся на стадии разработки и начала реализации, поэтому считать эффекты от их внедрения рано. Но их эффективность определяется не только финансовыми показателями. Ее можно измерить по-другому – например, ожидаемым ростом производительности труда (до 25%), снижением несчастных случаев на производстве (до 40%), сокращением времени на обслуживание оборудования и ремонт (до 40%).
– Сейчас активно обсуждается внедрение в России зеленых (низкоуглеродных) сертификатов. Какова, на ваш взгляд, идеальная схема их появления и обращения?
– Появление сертификатов создаст серьезное конкурентное преимущество для промышленности. Также будет стимулировать строительство возобновляемых источников энергии. Главный вопрос в прозрачности такой сертификации и торговли этими бумагами для любого из участников рынка. Должен быть обеспечен максимальный доступ к информации по сертификатам с полным пониманием того, кто с кем и на каких принципах ими торгует. Производители, которые вырабатывают чистую энергию (солнечные, гидро- и ветряные станции), точно должны иметь право такие сертификаты выпускать и продавать. Для экспортеров будет важно, чтобы они соответствовали международным стандартам, потому что именно им придется подтверждать экологичность своей продукции в ЕС. А с Минэнерго еще предстоит обсудить, как относиться к сертификатам, выданным объектами, построенными в рамках программы ДПМ ВИЭ. В общем, есть о чем договариваться.
– Сегодня разработаны два похожих законопроекта – Минэкономики и Минэнерго. При этом Минэнерго предлагает позволить продавать «низкоуглеродные» сертификаты не только объектам ВИЭ-генерации, но также АЭС и крупным гидростанциям, которые формально к ВИЭ не относятся. Вы на чьей стороне?
– По АЭС воздержусь от комментариев. Но большие ГЭС точно нужно включать в программу сертификатов. Вопрос – заменят ли такие низкоуглеродные сертификаты ДПМ ВИЭ? Думаю, что если это и произойдет, то точно не сейчас. Пока нет рынка таких бумаг, нет прозрачной действующей площадки для торговли ими. Нужно запустить этот механизм в тестовом режиме, провести несколько сделок, посмотреть, как пойдет. А дальше ориентироваться на спрос и стоимость сертификатов. Тема перспективная, мы точно будем ею заниматься.
«Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) в настоящее время является единственным претендентом на угольные и теплогенерирующие активы «Иркутскэнерго», сообщил «Интерфаксу» информированный источник.
«ГЭХ в настоящий момент единственный потенциальный покупатель активов, других претендентов нет. ТЭЦ будут покупаться в расчете на строительство газопровода от Ковыкты на юг Иркутской области и далее в Монголию и Китай», — сказал источник.
Сроки сделки он не уточнил, отметив, что «это вопрос переговоров».
Он добавил, что сейчас «Иркутскэнерго» выстраивает «ясную структуру владения своим угольным и теплогенерирующим бизнесом в расчете на продажу».
Как сообщалось ранее, «Иркутскэнерго» намерена консолидировать на базе дочернего ООО «Байкальская энергетическая компания» (БЭК) весь теплогенерирующий и сетевой комплекс в Иркутской области. Энергокомпания намерена продать ей все ТЭЦ в регионе, а также передать БЭК право аренды на 927 земельных участков.
Вопрос о продаже и аренде имущества в пользу «Байкальской энергетической компании» акционеры «Иркутскэнерго» рассмотрят на внеочередном собрании 3 февраля.
Ранее газета «Коммерсантъ» писала, что «Иркутскэнерго» вышло на рынок с предложением о продаже своих угольных ТЭЦ и разрезов, которые служат ресурсной базой для генерации. Речь идет о продаже как генерации мощностью до 3,8 ГВт (все угольные ТЭЦ в Иркутской области), так и «Востсибугля», который обеспечивает эти ТЭЦ каменным и бурым углем. Нижняя планка цены активов определена в 25 млрд рублей. В числе претендентов на активы газета называла «Сибирскую генерирующую компанию», «Интер РАО» и ГЭХ.
В пресс-службе En+ Group «Интерфаксу» говорили, что совет директоров группы поручил менеджменту проанализировать возможные варианты развития тепловых активов.
В декабре гендиректор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Федоров сообщил журналистам, что компания общалась с «Иркутскэнерго» по вопросу возможного приобретения угольных электростанций.
Ранее президент Владимир Путин попросил председателя правления «Газпрома» Алексея Миллера подумать об использовании ресурсов Иркутской области, Красноярского края и Ямала для обеспечения поставок по западному маршруту в Китай через Монголию. «Газпром» (MOEX: GAZP) ответил, что в ближайшие годы активизирует геологоразведочные работы и актуализирует свою ресурсную базу в Иркутском и Красноярском центрах газодобычи.
В декабре 2019 года вице-премьер РФ Алексей Гордеев сообщил, что эксперты России, Китая и Монголии за полгода подготовят ТЭО проекта общего газопровода.
«Иркутскэнерго» (контролируется «Евросибэнерго» En+ Group) опубликовало список активов, которые намерено продать дочернему ООО «Байкальская энергетическая компания» (БЭК).
Согласно материалам к внеочередному собранию акционеров «Иркутскэнерго», назначенному на 3 февраля, в данный перечень объектов недвижимости вошел весь теплогенерирующий и сетевой комплекс Иркутской области,
Речь идет о Ново-Зиминской ТЭЦ, Усть-Илимской ТЭЦ, Ново-Иркутской ТЭЦ, ТЭЦ-6 (Братск), ТЭЦ-9 и ТЭЦ-10 (обе — Ангарск), ТЭЦ-11 (Усолье-Сибирское), ТЭЦ-12 (Черемхово), ТЭЦ-16 (Железногорск-Илимский). Тепловые станции будут продаваться со всем оборудованием (турбинами, генераторами), инфраструктурой, а также тепловыми сетями в городах. Всего в списке недвижимого имущества — 2,967 тыс. объектов.
Ко всем тепловым станциям также прилагается 198 земельных участков, на которых расположены ТЭЦ.
В числе продаваемого имущества фигурирует и «система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора», а также 15,8 тыс. единиц вспомогательного движимого имущества.
Кроме этого, «Иркутскэнерго» собирается передать БЭК право аренды на 927 земельных участков.
Информированный источник пояснил «Интерфаксу», что таким образом на базе БЭК будут консолидированы все активы, которые могут быть проданы «заинтересованному инвестору».
Ранее сообщалось, что совет директоров ПАО «Иркутскэнерго назначил на 3 февраля 2020 года внеочередное собрание акционеров компании, на котором будут рассмотрены вопросы об аренде и реализации имущества в пользу «Байкальской энергетической компании».
Акционерам предстоит одобрить цену и договор аренды c ООО «Байкальская энергетическая компания» в размере 3,766 млрд рублей. «Иркутскэнерго» намерено передать «дочке» права пользования земельными участками, которые сама энергокомпания использует на праве аренды или субаренды.
Кроме того, акционерам предлагается одобрить цену отчуждаемого недвижимого имущества по договору купли-продажи с БЭК в размере не менее 8,469 млрд рублей и не более 16,103 млрд рублей, а также движимого имущества в размере не менее 5,567 млрд рублей и не более 10,799 млрд рублей. Какое именно имущество подлежит продаже, «Иркутскэнерго» тогда не раскрыло.
«Байкальская энергетическая компания» является владельцем «Компании «Востсибуголь», в которой консолидированы угледобывающие активы «Иркутскэнерго», а также Касьяновская обогатительная фабрика, ремонтные и транспортные предприятия.
В начале декабря, как сообщалось, «Байкальская энергетическая компания» заказала иркутскому ООО «НАО-Консалтинг» рыночную оценку собственного имущества.
Ранее газета «Коммерсантъ» писала, что «Иркутскэнерго» вышло на рынок с предложением о продаже своих угольных ТЭЦ и разрезов, которые служат ресурсной базой для генерации. Речь идет о продаже как генерации мощностью до 3,8 ГВт (все угольные ТЭЦ в Иркутской области), так и «Востсибугля», который обеспечивает эти ТЭЦ каменным и бурым углем. Нижняя планка цены активов определена в 25 млрд рублей.
В пресс-службе En+ Group «Интерфаксу» говорили, что совет директоров группы поручил менеджменту проанализировать возможные варианты развития тепловых активов.
В декабре гендиректор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Федоров сообщил журналистам, что компания общалась с «Иркутскэнерго» по вопросу возможного приобретения угольных электростанций.
Глава совета директоров En+ Грег Баркер в интервью «Интерфаксу» заявлял, что продажа угольных и тепловых активов «Иркутскэнерго» — «лишь один из существующих вариантов развития сегмента». «Мы полны решимости стать углеродно-нейтральными к 2050 году, и наша будущая стратегия тепловых активов должна в значительной степени соответствовать этой цели», — сказал он.
Как выяснил “Ъ”, «РусГидро» и «Евросибэнерго» Олега Дерипаски активно лоббируют включение ГЭС в разрабатываемую программу модернизации тепловых электростанций объемом до 1,5 трлн руб. Но гидрогенерация не вошла в поручение президента о подготовке программы, а владельцы ГЭС обычно зарабатывают на энергорынке достаточно для модернизации мощностей и без инвестнадбавок. Тем не менее, по данным “Ъ”, «Совет рынка» уже внес ГЭС в техзадание консультанту для расчета стоимости модернизации старых мощностей.
«РусГидро» и «Евросибэнерго» (объединяет энергоактивы En+ Олега Дерипаски) пытаются включить ГЭС в программу модернизации, которая предварительно оценена до 1,5 трлн руб., сообщили “Ъ” источники на рынке и подтвердили в Минэнерго и Минэкономики. В Минэнерго заявили: «Компании инициируют обсуждение с федеральными органами исполнительной власти. Модернизация (ГЭС.— “Ъ”) предполагается из объема снижения платежей по тепловым ДПМ (договоры на поставку мощности)».
Новый механизм модернизации разрабатывается на замену ДПМ, по которым пока за счет повышенных выплат потребителей возвращаются инвестиции в новые ТЭС. Эти договоры заключали выделенные в 2000-х годах из РАО «ЕЭС России» генкомпании («Евросибэнерго» в это число не попало). Для АЭС и ГЭС был введен аналог ДПМ — срок окупаемости инвестиций составил 20 лет вместо 15 лет для ТЭС, доходность — 10,5% годовых (против 14%), а затраты на строительство не нормировались, а рассчитывались из фактических. По ДПМ «РусГидро» строила Гоцатлинскую (100 МВт), Зеленчукскую (140 МВт) и Кашхатау ГЭС (65 МВт), должны быть введены Загорская ГАЭС-2 (840 МВт, ввод отложен) и Зарамагская ГЭС-1 (342 МВт, ввод в 2019 году).
В «РусГидро» заявили, что не обсуждают модернизацию ГЭС с профильными министерствами, «Евросибэнерго» не стало это комментировать. Но набсовет «Совета рынка» (регулятор энергорынков) 21 декабря включил ГЭС в техзадание расчета стоимости модернизации для «Ламайер Интернациональ Рус». Консультант, в частности, должен обсчитать замену рабочих колес, трансформаторов, генераторов и корпуса ГЭС. Но в «Совете рынка» сообщили “Ъ”, что не принимали участия в обсуждении механизмов модернизации ГЭС.
Пункта об учете ГЭС при разработке модернизации нет и в поручении Владимира Путина, одобрившего идею Минэнерго в ноябре 2017 года. Оно говорит только об учете строительства удаленных энергообъектов, развития сетей и зеленой генерации, модернизации АЭС (эти пункты не вошли в ТЗ), и все это не должно привести к росту цен выше инфляции. Минэнерго и Минэкономики представили свои версии механизма, в концепции Минэкономики прямо говорится, что ГЭС не должны попасть в модернизацию. По оценке Владимира Скляра из «ВТБ Капитала», под требования модернизации — выработка ресурса на 125%, то есть старше 39 лет, и коэффициент использования установленной мощности выше 46% — у «РусГидро» подходят Зейская (1,3 ГВт), Новосибирская (465 МВт), Жигулевская (2,4 ГВт) и Волжская (2,7 ГВт) ГЭС, а также Иркутская (662 МВт), Братская (4,5 ГВт) и Усть-Илимская (3,6 ГВт) ГЭС у «Евросибэнерго».
В начале января глава «РусГидро» Николай Шульгинов уже жаловался президенту на то, что тепловая энергетика Дальнего Востока (принадлежит холдингу) не включена в программу модернизации. Развитие местных ТЭС могут профинансировать либо за счет потребителей других регионов, либо за счет расширения на ДФО оптового энергорынка.
Пока не очевидно, есть ли выгода для ГЭС от участия в программе модернизации. По правилам сейчас из выплат по ДПМ вычитают доходы от продажи электроэнергии на рынке на сутки вперед (РСВ, основной сектор оптового рынка) — «коэффициент РСВ». Если для ТЭС это не столь критично — их прибыльность на РСВ довольно мала, то ГЭС зарабатывают здесь больше, не тратясь на топливо. По оценке Натальи Пороховой из АКРА, для ГЭС РСВ формирует 70% выручки, маржинальность продаж достигает 90%. «Прибыль на РСВ может обнулить до 300 тыс. руб. за МВт в месяц платы по ДПМ»,— считает она. Минэкономики считает, что большинство проектов модернизации ГЭС и сейчас окупаются за счет прибыли с РСВ. «Корректный учет коэффициента РСВ де-факто нивелирует CAPEX на реализацию мероприятий, который подлежит возврату в цене на мощность»,— пояснили там.
Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев считает, что «притязания ГЭС на нерыночные доплаты выглядели бы особенно странно», поскольку их маржинальная прибыль на рынке электроэнергии позволяет окупать затраты на реконструкцию или модернизацию в рекордные для отрасли сроки.
Китайская CEFC ведет переговоры о покупке доли в холдинге En+ Олега Дерипаски. Об этом сказал журналистам по итогам Российско-Китайской межправительственной комиссии по топливно-энергетическому сотрудничеству вице-премьер РФ Аркадий Дворкович.
«Переговоры (между CEFC и En+ — прим. ТАСС) есть, но мы сегодня (на межправкомиссии — прим. ТАСС) это подробно не обсуждали. На уровне экспертов все обсуждалось. Там нет разногласий. Там ведутся переговоры, это все делается на коммерческой основе, но в целом политическая поддержка есть», — сказал он, отметив, что конкретные цифры в рамках комиссии не обсуждались.
Дворкович отметил, что в РФ китайские партнеры также представлены в акционерном капитале «Сибура», а также развивают совместные с российскими компаниями проекты («Ямал СПГ»). «Это хорошие события и признак доверия между странами», — отметил вице-премьер.
En+ Group — ведущий вертикально-интегрированный производитель электроэнергии и алюминия. Компания управляет электростанциями установленной мощностью 19,7 ГВт, включая 15,1 ГВт ГЭС, и является крупнейшим в мире частным производителем гидроэнергии. En+ также владеет контрольным пакетом ОК «Русал» (48,1%), второго по размеру в мире производителя алюминия, который является крупнейшим потребителем производимой компанией энергии.
«Евросибэнерго» не планирует покупать Рефтинскую ГРЭС у «Энел Россия», сообщил журналистам гендиректор «Евросибэнерго» Вячеслав Соломин в кулуарах ВЭФ.
«Нет», — ответил он на вопрос о покупке Рефтинской ГРЭС, сообщает ПРАЙМ.
Итальянская Enel в начале июня прошлого года сообщила, напоминает информагентство, что начала процесс продажи Рефтинской ГРЭС (Свердловская область) и получила необязывающее предложение о покупке актива. Позже основной акционер Сибирской генерирующей компании Андрей Мельниченко сообщал о переговорах с Enel о покупке ГРЭС.
В июле газета «Ведомости» со ссылкой на источники сообщала, что китайская Huadian стала основным претендентом на покупку Рефтинской ГРЭС, обсуждаемая цена покупки варьируется в районе 25−30 млрд рублей. Сибирская генкомпания, по данным газеты, предлагала 15−16 млрд рублей и не была готова повышать цену.
