Директор по энерготрейдингу Сибирской генерирующей компании Антон Данилов в интервью sibgenco.online рассказал о востребованности тепловой генерации, новых законодательных инициативах и формировании третьей ценовой зоны на Дальнем Востоке.

— Минувший год отметился рекордной маловодностью в Сибири, снижением выработки ГЭС и повышенной загрузкой тепловой генерации. Стало ли это вызовом для СГК?

— Повышенная нагрузка — это всегда вызов для энергетических компаний. Увеличивающееся количество включений и отключений оборудования, рост потребления топлива вследствие наращивания выработки электроэнергии, способствовали повышению аварийности и требовали от нас большей мобилизации. В итоге в 2022 году в Сибири мы произвели на 26% энергии больше, чем в 2021-м. И в наступившем году этот тренд сохраняется, Системный оператор предъявляет большие требования к готовности и надежности нашего оборудования.

— Именно трейдеры определяют, какое оборудование эффективнее использовать при тех или иных режимах?

— Трейдеры играют ключевую роль с точки зрения экономики компании, они в курсе технического состояния всей генерации СГК и работают в режиме 24/7, определяя в будни и праздники, какое оборудование будет в приоритете, а какое останется в холодном резерве. — Какие изменения в работу трейдеров может внести принятие проекта новой Методики, определяющей обоснованность ценовых заявок генерирующих компаний?

— Пока сложно сказать. В настоящий момент отраслевое сообщество заканчивает обсуждение проекта Методики, которая окажет влияние на РСВ (рынок на сутки вперед), где продается порядка 78% от всей выработанной в стране электроэнергии.

Пока те положения, которые обсуждаются, выглядят приемлемо. Вводится понятие экономически обоснованной ценовой заявки РСВ, появляется определенность для производителей электроэнергии в отношениях с ФАС России. Самое главное, чтобы каждый генератор укладывался в величину обоснованных затрат соответствующего цикла производства электроэнергии, даже самого неэффективного, включенного по требованию Системного оператора. Если новая Методика будет этому способствовать, то мы не можем не приветствовать ее принятие. — Разработку Методики спровоцировали претензии ФАС к обоснованности ценовых заявок генераторов в 2022 году?

— Нет, эта методика должна была появиться еще в 2011 году, то есть, это не ответ на какие-то последние события, хотя претензии ФАС могли стать триггером. Мы помним, что за последнее время появилось несколько «антимонопольных дел», которые продемонстрировали, что на рынке нет четкой определенности. Генерирующие компании зачастую не понимают, как действовать, чтобы, с одной стороны, не сработать в убыток, с другой —не попасть в поле зрения ФАС. Нужна методика, которая бы сформулировала единое правовое поле регламентировала действия генераторов, их поведенческие стратегии, ввела понятие обоснованной ценовой заявки.

— Претензии антимонопольщиков касались якобы неоправданного завышения цены в заявках генерирующих компаний. А как определить, завышена она или нет? Существует ли понятие справедливой цены?

— ФАС России вместе с НП Совет рынка ведут мониторинг ценовой ситуации, есть даже специальный регламент ОРЭМ, определяющий алгоритм проверки. Этот процесс никогда не прекращался. В рамках него идут запросы в случаях существенного изменения ценовых заявок генераторов и общей цены рынка. Ценовые заявки генераторов в свою очередь определяются режимом работы оборудования, ценой топлива и прочими переменными затратами, зависящими от изменения выработки электроэнергии. Цена топлива приходит генераторам из других рынков: газа, угля, мазута и т.д. Поэтому справедливость ценовой заявки РСВ — вещь многофакторная. Если генератор не нарушает правила рынка, если топливо приобретено в рамках установленных конкурентных процедур по ценам, соответствующим реалиям и правилам того рынка, где оно торгуется, то тогда ценовая заявка не может быть не справедливой, она просто отражает себестоимость производства соответствующего товара. — Какие еще законодательные инициативы могут оказать влияние на рынок в текущем году?

— У нас творческие коллеги, поэтому в этом году рассматривается целый ряд разнообразных инициатив. Есть большие задачи по формированию новой модели коммерческого отбора мощности. Сформулирована цель перехода на отечественное оборудование и ПО в системе АСУ ТП. Есть экологические инициативы по снижению негативного воздействия объектов генерации на окружающую среду. В общем, много задач, которые существенно влияют на экономику генераторов, а если их все сложить, то они дадут мультипликативный эффект. Поэтому нужно тщательно взвешивать каждую идею и последствия ее внедрения.

— О каких последствиях идет речь?

— Из-за разворота на восток может очень сильно вырасти потребление электроэнергии в Сибири и на Дальнем Востоке. Если новые регуляторные инициативы спровоцируют убыточность отдельных электростанций, то это приведет к их закрытию сейчас, а через один шаг это действие повлечет за собой серьезный дефицит электроэнергии. Придется строить новые мощности, уже совсем по другим ценам и экстренно, а цена электроэнергии будет при этом максимальна из-за общего дефицита.

Таким образом, создавая стимулы для вывода неэффективного оборудования в моменте, нужно параллельно думать о том, как максимально эффективно покрыть растущий спрос. — Вы прогнозируете какую-то глобальную трансформацию рынка?

— Не то, чтобы глобальную. Но высокая инфляция, дефицит импортных комплектующих и квалицированных кадров на рынке труда создают определенные вызовы. В этой ситуации и при дополнительном давлении генерирующие компании могут начать сворачивать инвестиционные проекты, сокращать вложение средств в обновление оборудования, что самым негативным образом скажется на развитии отрасли. Нам не хотелось бы попасть в этот капкан.

— Вы говорите о каких-то реальных предпосылках?

— Пока нет, наоборот, сегодня есть определенный задел для развития: механизм альтернативной котельной, программы ДПМ и КОММод, позволяющие привлекать серьезные инвестиции. Но вместе с тем есть и обратное движение, о чем сказал выше. В контуре СГК, безусловно, есть достаточно старые турбины с большой наработкой, они нуждаются в модернизации, и мы этим занимаемся, есть целые станции, которые в силу своих технологических особенностей и с учетом текущих цен не приносят прибыли. Что с ними делать? Это вопросы, на которые мы постоянно ищем ответы. — В 2023 году начнется формирование еще одной, третьей, ценовой зоны на Дальнем Востоке. Вы видите какие-то подвижки в этом направлении?

— Видим, что определенные элементы ценовой зоны Системный Оператор уже внедряет в рынок в режиме тестирования. Есть целевой график и утвержденный план, который говорит, что в 2023 году неценовая зона Дальний Восток превратится в ценовую, и дальше пойдет либерализация, которая до 2027 года будет постепенно увеличивать долю конкурентного сектора. — Стоимость энергии в третьей ценовой зоне будет выше, чем во второй?

— Да, мы ожидаем, что она будет выше, потому что присутствующая генерация дороже, чем в Сибири. Здесь работают газовые, угольные станции и гидроэлектростанции, ценовая компонента которых тоже выше, чем в Сибири. Если мы начинаем жить по правилам рынка, то конкурентный отбор ценовых заявок будет формировать маржинальное ценообразование.

Принятая программа модернизации имеющихся генерирующих мощностей и расшивка энергетических сетей направлены на то, чтобы имеющимися ресурсами покрыть прогнозируемый рост спроса на электроэнергию. Но в реальности может быть всякое, поэтому мы со своей стороны тоже готовимся к росту производства энергии. — Приморская ГРЭС останется востребованной и конкурентной станцией?

— По итогам работы этой зимы мы видим, что Приморская ГРЭС остается высоко востребованным объектом генерации. На данный момент нас беспокоят сроки модернизации станции в условиях трудностей с поставкой запчастей, дефицита рабочих рук и так далее. По сути, речь идет о тотальном обновлении всего оборудования до 2025 года. Поставлена задача повышения загрузки станции до 6500 часов использования установленной мощности.

Далее мы готовимся к увеличению производства не только с точки зрения генерации, но и исходя из необходимости увеличения поставки топлива. И тут возникает много логистических вопросов. Потребление Приморской ГРЭС может достигнуть 1 млн 100 тонн угля в месяц, или до 35 тысяч тонн в сутки. Этот уголь нужно добыть, привезти на станцию, выгрузить и разместить на склад. Серьезный вызов, к которому мы подошли уже сейчас, по итогам работы зимы 2023 года.

— Если вы заговорили о проблемах с логистикой и дефицитом угля, не могу не спросить, как разрешилась ситуация с трудностями поставки экибастузского угля на Рефтинскую ГРЭС?

— Эту зиму прошли нормально, даже с некоторым запасом на складе сверх нормативного, утвержденного Министерством энергетики. Справедливости ради отмечу, что и в самом Казахстане из-за дефицита локомотивов и проблем с логистикой наблюдались задержки поставки угля на местные электростанции. Сейчас ситуация постепенно нормализуется, но даже в таких условиях нам справиться удалось. — 2022 год оказался для СГК очень успешным. А каким будет 2023?

— Вы знаете, пока ожидания оптимистичные. В Сибири в течение первого полугодия с учетом низкой выработки ГЭС тепловая генерация останется чрезвычайно востребованной. По прогнозам Системного оператора, недобор воды может сохраниться и во втором полугодии текущего года, что, скорее всего, потребует от нас дополнительных усилий. Также мы представлены в первой ценовой зоне, на Урале, где Рефтинская ГРЭС тоже загружена весьма плотно. В первую очередь это связано общим уровнем потребления, который остается высоким и продолжает расти. Мы видим, что несмотря на негативные прогнозы не падает потребление со стороны нефтегазового сектора. Также мы видим, что собираемость платежей в 2022 и в начале 2023 годов остается на высоком уровне. Поэтому в целом я прогнозирую вполне успешный и стабильный год.

https://sibgenco.online