Замгендиректора РУСАЛа рассказал о долгосрочных договорах

30 ноября 2011 г. в 11:56

Теги :

ОК РУСАЛ как крупнейший потребитель электроэнергии в стране неоднократно выступала за изменение правил энергорынка в пользу покупателей. С 2011 года правительство сделало многое для того, чтобы цена для массового потребителя снизилась, но этого ли хотела промышленность? О том, зачем очередные алюминиевые заводы готовятся перейти на долгосрочные договоры, почему Минэнерго препятствует новым ДПМ и существует ли "мощность" в правовом пространстве в интервью "Интерфаксу" рассказал заместитель генерального директора "РусАла" Вадим Гераскин.

В 2011 году правительство впервые с момента реформы энергорынка приняло кардинальные меры по сдерживанию темпов роста цен на электроэнергию. "РусАл" как самый крупный потребитель должен был стать одним из главных бенефициаров таких мер. Так, в отчете РусАла за III квартал говорится о снижении средневзвешенной цены за электроэнергию на 6%. При этом компания неоднократно говорила о негативном влиянии на финпоказатели роста цен на электроэнергию.

- Снижение цены в III квартале отражает, к сожалению, лишь сезонные колебания. Каждый год в холодное время года цена на электроэнергию возрастает, в теплое время снижается. Эти небольшие колебания происходят постоянно. Сравнивая III квартал текущего года с III кварталом 2010 года, мы видим, что рост цены за электроэнергию для "РусАла" за девять месяцев составил 25%. В основном это связано с тем, что меры по сдерживанию роста цен для потребителей, определенные решениями правительства, оказались реализованы за счет крупных предприятий, в том числе, заводов "РусАла".

Речь идет о включенном в правила оптового рынка требовании к потребителю компенсировать рынку разницу между тарифом, установленным на мощность ГЭС второй ценовой зоны и ценой на мощность на КОМ?

- Конечно. И эта доплата не зависит от цены мощности по договору. У нас во второй ценовой зоне (Сибирь - ИФ) договоры главным образом с гидроэлектростанциями, и наши заводы понесли дополнительную нагрузку. При рыночной цене 1 мегаватта мощности 80 тыс. рублей дополнительная нагрузка для заводов составила порядка 100 тыс. рублей за мегаватт. То есть, цена выросла более чем в два раза. С учетом объемов потребления получилась огромная переплата, при том, что мы оплачивали и стоимость мощности самим ГЭС.

Именно поэтому с согласия контрагента были внесены изменения в двусторонние договоры "РусАла" с "Иркутскэнерго" (IRGZ) и "Красноярской ГЭС" (KRSG). Часть стоимостной нагрузки перешла с мощности на электроэнергию. Одноставочная цена по договорам осталась неизменной, поэтому материального значения изменение не имело. Просто мы раньше делали доплату на рынок, а сейчас перестали.

Я считаю, что положения о компенсации потребителем отрицательных небалансов на оптовом рынке неправильные и явно дискриминационные. Это заставляет ставить вопрос о пересмотре сложившейся модели отношений на оптовом рынке и возврате к исходным принципам реформы.

Не стоит забывать, что в развитых странах до начала структурных реформ в электроэнергетике позаботились о будущем энергоемких производств. Они получили долгосрочные контракты с умеренными ценами либо были перенесены за рубеж, ближе к доступным источникам электроэнергии.

Какова сейчас доля прямых свободных договоров в закупках "РусАлом" электроэнергии и мощности, и готовы ли вы заключать новые двусторонние контракты с генкомпаниями с учетом существующих положений?

- Прямые договоры составляют примерно половину. Но мы ведем переговоры о заключении подобных соглашений еще по ряду наших предприятий, например, с "РусГидро" (HYDR). С СУЭК и еще рядом компаний ведутся переговоры в интересах Новокузнецкого алюминиевого завода.

Я думаю, что оптимальная величина доли прямых договоров на рынке - 80-85%. Другое дело, что на сегодняшний день регуляторы не хотят, чтобы такие договора заключались. И в этом проблема - мы можем их заключить, но вопрос в том, будут ли они исполнимы при очередном изменении правил, таких, например, как внесение поправок, связанных с мощностью гидроэлектростанций в Сибири.

Когда вы рассчитываете заключить эти договоры?

- Например, с "РусГидро" мы уже готовы к сотрудничеству. Вопрос в том, что делать с правилами оптового рынка (в части компенсации рынку разницы между тарифом и ценой на КОМ - ИФ). В договор включены отлагательные условия, связанные с внесением изменений в правила рынка.

Вы говорили о договорах под потребление уже действующих заводов, вместе с тем, "РусАл" сейчас строит новые - Тайшетский и Богучанский. Вы уже законтрактовали их по электроэнергии и мощности?

- По БоАЗу такой договор есть. Еще в партнерском соглашении с "РусГидро" была прописана стоимость электроэнергии для этого завода. Она рассчитывалась исходя из необходимой окупаемости станции (Богучанская ГЭС) и самого завода. Цена фиксирована на весь период действия договора, ведь капвложения были уже известны.

Что касается Тайшетского завода, то существует протокол с "Иркутскэнерго" о намерениях по поставке электроэнергии, в частности, с Усть-Кутской станции. Пока участия "РусГидро" в поставках не предусмотрено, но и такой вопрос тоже обсуждается. В принципе правильно, когда алюминиевые заводы заключают долгосрочные договоры с гидроэлектростанциями. Во всем мире работает практика заключения договоров сроком на 20 лет с оговоренным механизмом продления еще на 20, иначе нельзя планировать ввод новых мощностей по производству алюминия. Это наиболее эффективная модель, она применяется во всем мире и доказала свою жизнеспособность, поэтому мы будем продолжать двигаться в этом направлении.

"РусГидро" планирует строить новые ГЭС, они для вас интересны с точки зрения поставок на заводы?

- Конечно. Мы ведем переговоры по всем проектам. Например, на Дальнем Востоке достраивается Усть-Среднеканская станция, мы рассматриваем различные возможности, но говорить о выходе на конкретные договоренности пока рано.

Вы планируете заключить долгосрочные контракты на поставку. Вместе с тем, "РусАл" заявлял о намерении строить под нужды как раз этих предприятий собственную генерацию. Причем велись переговоры с Минэнерго о возможности предоставление по этим проектам прав ДПМ. Что сейчас с этими проектами?

- По ДПМ, к сожалению, сейчас позиция Минэнерго вызывает вопросы. Я знаю, что есть определенные сложности по реализации обязательных инвестпрограмм у некоторых энергокомпаний. Есть такие компании, которые хотели бы отказаться от строительства по ДПМ. Но, тем не менее, Минэнерго этому препятствует, объясняя, что таким образом создастся механизм, по которому энергокомпании смогут отказываться от своих обязательств. Мне кажется, что это несколько надуманный повод, потому что в большинстве случаев ДПМ - это супервыгодные, завышенные гарантии со стороны государства по возмещению затрат на строительство станций, цены в ДПМ заложены мифические и выгодны генкомпаниям.

При этом Минэнерго не несет ответственности за работу потребителя, Системный оператор, который определяет необходимость новой мощности, отчитывается только перед министерством, и, к сожалению, никакой финансовой ответственности за свои решения не несет.

Вот и получаются такие странные решения, как, например, по Богословскому алюминиевому заводу. Когда принято решение о закрытии в 2014 году Богословской ТЭЦ, принадлежащей ТГК-9, а вместо нее намечено строительство по ДПМ Новобогословской ТЭЦ, которая не предусматривает снабжение завода теплом. Мощности на завод не хватит. Соответственно, завод сможет существовать либо если изменить решение о закрытии станции, либо если "РусАл" построит другую станцию, уже для себя. При этом завод продолжает оплачивать ДПМ, т.е. создание мощностей для других потребителей.

Сейчас мы обсуждаем возможность строительства там собственной станции. Планируем пригласить для этого энергокомпании, работающие в регионе: ТГК-9, ОГК-2, "Энел ОГК-5" (OGKE). Но что будет эффективнее - строить свою генерацию, или остановить производство из-за отсутствия теплоснабжения - вопрос пока не решен.

Если Минэнерго не согласует вопрос о переуступке прав ДПМ, вы будете реализовывать самостоятельные проекты?

- У нас есть проекты, реализация которых не зависит от привязки к ДПМ, например, для Новокузнецкого алюминиевого завода. Сейчас решается вопрос, будем ли строить сами, либо пригласим для этого генкомпании. Ведем переговоры с "Иркутскэнерго" и другими компаниями, у которых есть опыт в этой области. Проведем конкурс и по результатам конкурса решим. Мощность станции будет рассчитана под потребление завода, и, возможно, еще под перспективный спрос с учетом развития производства.

Также вместе с "Иркутскэнерго" обсуждается реализация проекта по Усть-Кутской станции. Мы пока еще не определили форму участия, она во многом будет зависеть от правил рынка, от того, что будет наиболее эффективно - быть собственником, или иметь долгосрочный договор. Конечно, самое правильное, чтобы этим занимались профессионалы, но если правила рынка будут определять, что, только имея в собственности станцию, можно эффективно снабжать свои предприятия, мы будем рассматривать и такие варианты.

В случае строительства собственной генерации - речь идет о создании блок-станций под конкретные заводы? И готовы ли вы уходить с оптового рынка как потребитель?

- Наверняка не будет 100%-ного совпадения по потреблению заводами и мощностью станций, какие-то излишки могут продаваться на рынок. Но, конечно, строительство блок-станций на сегодня более эффективный метод энергоснабжения. А любое участие в рынке приводит к перераспределению перекрестного субсидирования.

Уход с рынка выгоднее. Он произойдет в любом случае: либо потому что крупные потребители построят для себя генерацию, либо потому что они не смогут уже платить такую цену, какую хотят генераторы.

С 2012 года еще одной проблемой для "РусАла" может снова стать "последняя миля". Правительство обязало ФСК расторгнуть прямые договоры с потребителями, вернув их на тариф МРСК. Вы оценивали, какой сейчас на вас приходится объем "перекрестки", и каким он будет в следующем году?

- Вы знаете, реальный объем перекрестного субсидирования, лежащий на нас, на сегодняшний день никто не считал. Есть, например, "последняя миля", есть "перекрестка" между теплом и электроэнергией, а есть "перекрестка", связанная с тем, что сегодняшняя модель рынка очень серьезно снижает стоимость электроэнергии в пиковые часы и перекладывает эту стоимость на потребителей с ровным графиком за счет завышения стоимости электроэнергии в базовые часы. Это перераспределение нагрузки очень серьезно искажает рынок, ценовые сигналы, и нагружает в первую очередь нас, как энергоемких потребителей.

Не думаю, что нам придется больше платить, потому что согласно законодательству мы не должны нести нагрузку по "последней миле". Все суды, даже после выхода в декабре 2010 года правительственного постановления, продолжают принимать решения о том, что мы не должны никому ничего платить дополнительно.

Мы будем и дальше отстаивать свои права в суде.

По "последней миле" единственное исключение - это республика Хакасия, наша оплата по "последней миле" здесь - 520 млн рублей. Это определено в нашем соглашении с органами власти республики, где так же четко прописан график снижения объема "последней мили" к 2014 году.

Вы увязываете решение этой и других проблем энергорынка с появлением его новой модели, над которой так активно работали ведомства с начала года?

- Меня несколько огорчили выводы той рабочей группы (имею в виду группу по подготовке предложений к проекту "Стратегии 2020"), которая вначале предлагала изменение модели с переходом на одноставочное ценообразование. Действительно рассматривались радикальные изменения. Но окончательные выводы свелись к тому, что нужно донастроить существующую модель, и все. То есть оставить двуставочную модель.

Тем не менее, есть предложения менеджмента "Совета рынка", есть предложения потребителей электроэнергии, поэтому дискуссия жива и работа продолжается. Я думаю, что мы сможем увидеть реальные изменения не раньше 2013 года. Но принятие необходимых решений нельзя затягивать, поскольку проблема выходит за рамки одной отрасли и уже становится вопросом структурной политики.

По вашему мнению, одноставочная модель рынка, без торговли мощностью, была бы более справедливой?

- Рынок мощности - это искусственное образование, и, конечно, мы считаем, что одноставочная модель более правильная. Реально все потребляют только электроэнергию, попробуйте кого-нибудь попросить объяснить, что такое мощность. Мне понравилось заявление правового департамента "Совета рынка", который сказал: "Это товар, который не обладает свойствами товара".

В законе мощность определена как товар, но в реальности она свойствами товара не обладает. Поэтому, конечно, от продажи мощности нужно отказываться. Понятие мощности существует в отдельных странах, в основном, с другим экономическим смыслом - как компенсация пиковым станциям с высокими издержками недополученных на рынке электроэнергии средств. Но такого, как у нас, когда все абсолютно станции получают оплату всех своих условно-постоянных затрат через оплату мощности, - такого нет нигде.

Основой модели рынка электроэнергии должны быть долгосрочные договоры типа take or pay. Потребитель должен иметь возможность управления своими затратами. Это можно сделать через заключение долгосрочных договоров, по-другому никак. Мы хотим, чтобы основу торговли составляли СДЭМы. Это будет полезно в целом для всего рынка, потому что при высокой концентрации генерации в одних руках и при существовании очень крупных потребителей правильно было бы, если бы крупные потребители законтрактовались с крупными производителями электроэнергии. А уже дальше рынок бы работал как любой другой рынок, где нет такой высокой концентрации потребления и производства в одних руках.

"РусАл" будет выходить с соответствующими предложениями к регуляторам?

- Мы неоднократно обращались в Минэнерго с предложением конкретных изменений в действующее нормативные акты и с предложением концептуальных изменений модели рынка.

Если все-таки мощность не обладает признаками товара, наверное, стоит внести изменения в законодательство и пересмотреть существующие правила оптового рынка. Мы сейчас ведем консультации с юридическими компаниями, которые могли бы дать нам четкий ответ на вопрос - может ли в таком виде существовать рынок мощности и имеют ли право на существование в нынешнем виде ДПМы как таковые?

По своей сути ДПМ - это неналоговый сбор. Потребители оплачивают мощность станций, которые никогда не смогут поставить им электроэнергию, которые находятся за тысячи километров. Когда была абонплата РАО ЕЭС, она собиралась, обезличивалась, и потом за счет нее реализовывались инвестиционные проекты в рамках госкорпорации, а здесь это обязательства в пользу частных компаний.

Вводы мощности по ДПМ из инвестиционных обязательств, которые ранее рассматривались как обременение и снижали стоимость покупки генерирующих компаний, превратились в привилегию продавать мощность по более высоким ценам. Новые инвесторы не могут войти на рынок, поскольку потребители уже связаны обязательствами по ДПМ.

Всем этим вопросам необходимо дать как правовую, так и экономическую оценку. Мы готовы инициировать такую работу.