|
|
| Главная страница :: Анализ С широко закрытыми глазами Жизненно важный орган На «виз-сталь» пришел новый собственник Куклы тоже люди Хождение по гокам Опережая рынок «сделать крупный бизнес из маленькой eureka» Похоже на саботаж Поставки титана не прервутся мягкая мебель - Мы разрабатываем две модели: управления мощностями - это инвестиционная составляющая, и управления надежностью - управление затратами, обеспечение подачи теплоэнергии потребителям по договорам. Вот два кита, на которых мы строим политику. Что нас смущает при разработке инвестиционной составляющей? Структурные преобразования в электроэнергетике практически завершены. Казалось бы, все готово к приходу инвестора. Но он не идет. Владимир Хлебников Генеральный директор ОГК1 Владимир Хлебников утверждает: летняя загрузка станций в этом году сравнялась с типичной зимней. В компании разработана программа снижения издержек при тарифном регулировании. При этом ОГК1 делает ставку на развитие угольной генерации. В ближайшие пять лет в ее планах - реализация инвестиционной программы стоимостью 69,5 млрд рублей и ввод в работу 2430 МВт генерирующих мощностей. Большая часть проектов будет реализована на территории Уральского региона. - Владимир Викторович, на чем основана ваша инвестиционная политика? - С 2007 года энергорынок расширится на 5%, начнет формироваться действительно рыночная цена. Это необходимое, но недостаточное условие, чтобы инвестор интересовался электроэнергетикой. (Хотя, на мой взгляд, нужно смелее расширять рынок - не на 5%, а по 15% в год как минимум. Англия, например, в начале 80х в одночасье проснулась в либерализованном рынке - и ничего, процветает.) Чтобы инвестиции окупались, необходим правильный ценовой сигнал. К сожалению, нынешнее тарифное регулирование его не дает, не строит нормальной рыночной среды вокруг электроэнергетики и не позволяет относиться к генерации как к бизнесу. На 2007 год называют две ключевые цифры: рост тарифов на электроэнергию - 10%, а на газ как основное топливо отрасли - 15%. При таком соотношении инвестор не видит работающего механизма возврата вложений. - Почему? - Западный инвестор никогда не пойдет в российскую энергетику, потому что это в принципе невыгодно? Сейчас в электроэнергетику приходит только «вынужденный» инвестор: промышленные предприятия, которые хотят застраховать бизнес от энергодефицита и участвуют капиталами в создании небольших мощностей в проблемных энергоузлах. Они надеются, что рентабельность основного бизнеса перекроет низкую рентабельность энергетического проекта. Но если при производстве электроэнергии будет обеспечиваться возврат вложенного капитала плюс генерироваться прибыль, куда инвесторы денутся? Думаю, настанет время, когда мы будем еще их выбирать. - Несомненно: нельзя отвергать убийственный российский климатический фактор. Требования повышения цен на энергоносители при вступлении в ВТО крайне болезненны для страны с холодным климатом и соответственно более высокими капитальными затратами по сравнению с той же Малайзией, куда перетекают все производства. Уголь против газа - Какие проекты вы рассматриваете, чтобы изменить структуру мощностей? Чтобы быть конкурентоспособной, генерировать дешевую электроэнергию, ОГК1 надо поменять структуру мощностей. Например, нашему «крейсеру Авроре», Верхнетагильской ГРЭС, - 50 лет, а проектный срок службы станции - 3 Усталость металла там такая, от которой уже нельзя уйти никакими реконструкциями. Но изза дефицита мощности мы не можем вывести станцию из эксплуатации. Это совершенно другая, нерыночная экономика, но мы вынуждены ее поддерживать. - Какие там технологии? - Проект, который мы уже реализуем, - строительство пылеугольного блока 330 МВт на Каширской ГРЭС в Подмосковье. Источник финансирования: на 30% - тариф, на 70% - заемные средства, потому что собственных не хватает. Этот блок в первом полугодии 2008 года мы введем в строй. Ведем переговоры с инвестором по четвертому блоку Пермской ГРЭС и третьему - Нижневартовской ГРЭС, где особенно ощущается дефицит мощности. В Верхнем Тагиле мы планировали использовать технологию сжигания в циркулирующем кипящем слое, которая позволяет использовать любые виды топлива, уйти от привязанности к монопоставщику угля, диктующему цену. При этом и КПД до 46%, и экологические требования будут соответствовать европейским стандартам. Но пока не ясно с источниками финансирования. Инвестор, к газовой генерации еще проявляющий интерес, в пылеугольную, которая сейчас априори на 30 - 40% дороже, придет вряд ли. - Парогазовый цикл - новая технология. Коэффициент полезного действия - 56% (на действующих блоках - около 39%). Это уменьшение удельных затрат, экономия по газу. Но все равно мы обеспокоены слабой диверсификацией по видам топлива внутри компании: всего 11% электроэнергии вырабатываем на угле, тогда как в России - 25%, в Европе и США - 50%. Мы хотим развивать угольную генерацию на двух станциях: в Верхнем Тагиле и Кашире. Если удвоим ее - это будет победа. - Мы анализируем мировые и общероссийские ценовые тренды и полагаем, что через 5 - 8 лет газ по цене в нашей стране будет опережать уголь в 1,4 раза. Тогда и инвестиции в угольную генерацию вырастут. Такой разрыв в цене между углем и газом есть в других странах. Основу генерации той же Германии составляет экономически эффективные пылеугольные станции. - Зачем же вы будете ее расширять? - В каком соотношении при реализации инвестпроектов находятся деньги собственные, заемные и сторонних инвесторов? Если нам удастся выйти на рынок публичного размещения акций - IPO, если мы будем размещать дополнительную эмиссию, то вырученные средства вложим в угольную генерацию. На биржу мы сможем выйти 1 января, когда у нас будут завершены все корпоративные процедуры. При удачной инвестиционной конъюнктуре в конце 2007 - начале 2008 года ОГК1 вполне реально выйти на IPO. - С кем из инвесторов вы их ведете? - Предполагается, что 30% этих средств должны быть собственные, а 70% - заемные или инвесторов. Причина одна: мы строительство новых блоков рассматриваем как projekt management - инвестиционные проекты с проектным финансированием в инвестиционных банках. Это их условия. Исходя из этого требования мы и строим программу привлечения инвестиций. Сказать, сколько именно будет заемных средств, а сколько средств инвестора, я не могу: переговоры не завершены. Допустите частного инвестора - В какой стадии проект в Верхнем Тагиле? - В первую очередь рассматриваем отечественные нефте-, газодобывающие предприятия, заинтересованные в переработке продукции, промышленные предприятия. - Способен ли отечественный энергомаш обеспечить потребности энергетики, новые проекты? - Пока только предпроектные проработки: оборудования для такой технологии в России не производится. Будем покупать зарубежное. Подольский котельный завод пытается делать кипящий слой, но технология не отлажена, а нам не хотелось бы испытывать головную установку на себе. Риски велики. Это неправильно с точки зрения рыночной стратегии. Хочется наверняка. Чтобы обеспечить ценовой сигнал, нужно свободное рыночное ценообразование. Страна пережила определенный шок, когда нефтяная и угольная отрасли были либерализованы, приватизированы. Теперь мы имеем рыночную цену на уголь и нефтепродукты. Государство должно по этому же пути провести и энергетику. Только в этом ключ к эффективности - допустить частного инвестора, который собственными деньгами отвечает за риски. Если государство не может или не хочет быстро либерализовать рынок, оно обязано поддерживать финансово на этом этапе науку, машиностроение, генерацию. Особенно пылеугольную, если хочет поменять топливный баланс в энергетике в пользу угля. - Вопрос тяжелый. Мы и раньше отставали. А последние 15 лет энергетика была не в состоянии давать заказы энергомашиностроительным предприятиям. Они выживали на реконструкции уже введенных агрегатов и на зарубежных заказах. Сейчас, когда наведен порядок в электроэнергетике и отстроены платежи, управление, экономика, мы можем уже говорить о реализации технической политики в части строительства новых мощностей. Заказы пойдут. - У нас целая программа снижения издержек при тарифном регулировании. К сожалению, за три года политики «инфляция минус» мы исчерпали лимит снижения издержек, регулируем сейчас уже объемами ремонтов, что, на мой взгляд, крайне опасно. У недоремонтированных блоков повышен риск выхода из строя. Можно, конечно, корову под названием электроэнергетика больше доить и меньше кормить, но недолго. - Насколько в принципе можно сократить издержки компании? - Несомненно положительно. Логика установления тарифов поменяется. А длительные договоры с поставщиками - хороший инструмент для привлечения кредитов и инвестиций. Такой контракт можно заложить в банке. - Как вы оцениваете старт рынка двухсторонних договоров? ОГК1 Объединенная генерирующая компания. 100% уставного капитала принадлежит РАО «ЕЭС России». Зарегистрирована 23 марта 2005 года. В составе шесть ГРЭС: Пермская, Верхнетагильская, Каширская, Нижневартовская, Уренгойская, Ириклинская. По установленной мощности (9531 МВт) - самая крупная из семи тепловых генерирующих компаний, созданных в ходе реформы электроэнергетики. Дополнительные материалы: - строительство энергоблока мощностью 300 МВт с котлом ЦКС (циркулирующий кипящий слой) на Верхнетагильской ГРЭС (ввод после 2010 года); В ближайшие пять лет планируется приступить к проработке и реализации следующих проектов: - строительство энергоблока 800 МВт на базе ПГУ800 на Нижневартовской ГРЭС (ввод в 2011 году); - строительство энергоблока 800 МВт на базе ПГУ800 на Пермской ГРЭС (ввод в 2010 году); - строительство энергоблока №3 мощностью 330 МВт на Каширской ГРЭС4 (ввод в 2008 году). - строительство ПГУ мощностью более 200 МВт на базе ПГУ218 Уренгойской ГРЭС (ввод в 2010 году); Перекос топливноэнергетического баланса - важнейший фактор, ставящий (наряду с недостатком энергомощностей и ограниченной пропускной способностью электросетей) систему энергоснабжения страны за грань допустимых рисков. Топливный баланс сегодня - в пользу газа: 82% по ОЭС Урала, 74% - по УрФО. Снижение его поставок при продолжительных похолоданиях серьезно ограничивает возможности генерации: ряд крупных электростанций на газе вообще не имеют резервного топлива. В последние годы газ стал практически монопольным топливом: на нем вырабатывается 45% электроэнергии и почти 70% тепла. - Андрей Порубов Чем богаты Одна из причин - территориальная. Не считая небольшого кусочка Донецкого угольного бассейна (Донбасса) в Ростовской области, оставшегося у нас после распада Союза, около 90% запасов расположено восточнее Урала. Половина потребления при этом приходится на европейскую часть страны. Крупнейшие по разведанным запасам российские месторождения скрыты в необжитых районах Сибири (Тунгусском, Ленском, Таймырском и др.) и не разрабатываются. Из наиболее освоенных ведущую роль играет Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс, балансовые запасы - 600 млрд тонн). Здесь мощные пласты высококачественных углей, которые можно добывать как подземным (в шахтах), так и открытым (в разрезах и карьерах) способом. Последнее дешевле. А чем крупнее карьер, тем ниже себестоимость угля. На долю Кузбасса приходится почти половина общей добычи по России и около 80% добычи коксующихся углей. Между тем мир стоит на пороге массового перехода с газа на уголь. Уголь - наиболее обеспеченный разведанными и промышленными запасами топливный ресурс, все ведущие страны мира используют его для придания устойчивости национальной энергетике. У нас есть как энергетические угли, прменяемые в качестве топлива (на тепловых станциях, на транспорте, в жилищно-коммунальном хозяйстве), так и коксующиеся - сырье для доменных печей и коксохимических установок. Вообще Россия - одна из богатейших угольных держав: разведанные запасы превышают 200 млрд тонн, что составляет 12% общемировых. Так почему мы идем «не в ногу» с миром? А Кузбасс исторически служил сырьевой базой большой металлургии. Вторым по значимости надо назвать Канско-Ачинский буроугольный бассейн (КАТЭК), расположенный главным образом в Красноярском крае и частично в Кемеровской области. Уголь там залегает на небольшой глубине, добыча ведется открытым способом. Весьма перспективен Печорский угольный бассейн, расположенный на западных склонах Полярного Урала в пределах территории Республики Коми и Ненецкого автономного округа. Его ценность - коксующиеся угли, и добыча, несмотря на высокие северные затраты, по мнению специалистов, экономически целесообразна. Других существенных промышленных запасов на Урале нет: что было - практически выработано. Традиционный дефицит энергетического угля в регионе восполняется за счет ввоза экибастузского (Казахстан) и частично кузбасского углей, причем самый дешевый сейчас - казахстанский. На нем работают Рефтинская ГРЭС и другие угольные станции Свердловской области. Вместо и вместе Уголь потребляется во всех российских регионах, но добывается лишь в 2 Везут его железнодорожным транспортом. Именно транспортная составляющая цены (30%, а на канскоачинские - 60%) делает топливо неконкурентоспособным - и в соперничестве с газом на внутреннем рынке, и с мировыми поставками на внешнем. Добавим экологические проблемы: станции, работающие на угле, обрастают золоотвалами, переработка которых - дело непростое. Есть и вопрос технологии: российские угольные станции ориентированы в основном на необогащенные угли, жестко привязаны к конкретным маркам топлива. Переход от одного поставщика к другому требует новых технических решений, затрат, а часто просто невозможен. Но самый большой камень преткновения - внеэкономическое регулирование цены: пока внутренняя цена газа существенно ниже цены любого другого топлива, энергетики не заинтересованы в использовании угля. Сегодня структура угольной отрасли сложилась так: добыча энергетического угля практически полностью сосредоточена в крупнейшей Сибирской угольной энергетической компании (СУЭК), ее предприятия обеспечивают 30% поставок на внутреннем рынке и 20% экспорта. 70% рынка делят между собой УГМК (Кузбассразрезуголь) и «Русский уголь» (Донбасс). Коксующиеся угли прибрали к рукам потребители-металлурги: ЕвразХолдинг (Распадская угольная компания, Междуреченск, Кемеровская область) и единоличный хозяин на Печоре Северсталь. При этом металлурги рассматривают угольные активы не только как элемент сырьевой безопасности, но и как высокоэффективное направление бизнеса. Интеграция по горизонтали и вертикали дала отрасли возможность не просто выжить, а активно развиваться. За семь последних лет только в Кузбассе введено в строй 31 угольное добывающее предприятие общей годовой мощностью 44 млн тонн угля и семь обогатительных фабрик. Добыча уже превысила дореформенный уровень. Истощение освоенных газовых месторождений при одновременном росте международных обязательств Газпрома, смещение добычи все дальше на север, неизбежное повышение цен на газ на внутреннем рынке, дефицит газа на станциях РАО ЕЭС (в этом году впервые летом пришлось переходить на резервные виды топлива - уголь и мазут) - все эти факторы диктуют необходимость перехода от газовой к газоугольной энергетике, увеличению доли угля в топливноэнергетическом балансе. Кроме того, сжигать газ в топках котлов - недопустимая роскошь, гораздо эффективнее использовать его в производстве меди, цемента, кирпича и т.д. Экономический эффект от использования газа в производстве аммиака и метанола в десять раз выше, чем эффект от его потребления в электроэнергетике. В мировой энергетике разработано немало новейших технологий, с помощью которых решаются транспортные и экологические проблемы угольной отрасли. Например, мир придумал подавать уголь в котлы, как и газ, по трубам вместе с водой. Водоугольное топливо нашло широкое применение, и особенно в Китае, хотя первопроходцами в этом деле были российские специалисты. В ходу котлы с циркулирующим кипящим слоем, технологии «Clean Coal» («чистый уголь»), различные способы сжигания обогащенных углей. Более того, растет интерес к нетрадиционному использованию угля (особенно низкосортного и высокозольного) в качестве сырья для получения синтетического жидкого топлива и для химической промышленности. Такие научные и технологические заделы есть и в России (первые технологии были у нас разработаны еще до войны), однако большого распространения не получают. Изменение баланса выгодно и нефтегазовому комплексу, который сможет больше сырья направить на высокотехнологичную переработку, и РАО «ЕЭС России», поскольку решает проблему дефицита топлива. В июне пресс-служба компании распространила по этому поводу заявление, в котором говорится: «РАО «ЕЭС России» согласно с ОАО «Газпром», что доля газа в топливном балансе электроэнергетики должна снижаться. Между компаниями достигнута принципиальная договоренность о постепенном снижении удельного расхода газа на производство электроэнергии и его замещении углем…». Обнародованы и некоторые конкретные проекты для реализации этой договоренности. Так, ОГК1 планирует строительство парогазовой установки (ПГУ) мощностью 330 МВт с использованием водоугольной технологии на Верхнетагильской ГРЭС (ввод после 2010 года), а также нового блока мощностью 550 МВт на Рефтинской ГРЭС и ПГУ410 на Среднеуральской ГРЭС (пуск в 2009 году). Это позволит компании сократить потребление природного газа на 15%. Ситуацию надо менять Об этом говорят давно и на разных уровнях: от депутатов Госдумы до специалистов НИИ и самих угольщиков. На прошедшем в феврале совещании в Кемерово, «угольном сердце России», премьер-министр Михаил Фрадков осторожно обозначил позицию правительства, пообещав, что «доля угля в энергетическом балансе страны будет увеличена». Если уголь станет основным топливом для реконструируемых и проектируемых электростанций, это потянет за собой корректировку Энергетической стратегии РФ до 2020 года. «Объемы в выработке электроэнергии надо довести хотя бы до 35 - 40% к 2015 году», - полагает губернатор Кемеровской области Аман Тулеев. Так что вроде все «за»… Но из 63 инвестиционных проектов РАО ввода новых тепловых мощностей только 20 - угольные. Из 3137,7 млн рублей федерального бюджета, выделенного в 2005 году на геолого-разведочные работы по твердым полезным ископаемым, на поиск угля направлено всего 3% общей суммы. В настоящее время подготовкой топливных балансов занимаются в Федеральном агентстве по энергетике (Росэнерго) и в Минпромэнерго. В результате такие потребители, как население, коммунальное хозяйство, сельское хозяйство и оборонная промышленность, подведомственные МЭРТ, из баланса выпадают. По мнению главы Росэнерго Сергея Оганесяна, с которым согласились все участники всероссийского совещания «Промышленность и энергетика: итоги 2005 года и перспективы развития» (июнь, 2006), подготовку балансов необходимо передать в одни руки - МЭРТ. Тогда, возможно, уголь вернет себе достойные позиции. ТГК9 в 2007 году начнет монтаж Ново-Богословской ТЭЦ в Краснотурьинске. Мощность составит 1000 МВт, предполагается, что старая ТЭЦ будет выведена из эксплуатации. В ближайшие годы на Нижнетуринской ГРЭС войдет в строй паровая турбина мощностью 115 МВт, а на Ново-Свердловской ТЭЦ - энергоблок мощностью 110 МВт. В США доля выработки электроэнергии на угле - 52%, в Германии - 54%, в Китае - 72%. Даже в Японии, которая собственного угля не имеет вовсе, 30% станций - угольные. В России доля угля - не более 20%: это один из самых низких показателей в мире. Причем налицо тенденция дальнейшего снижения угольной составляющей Дополнительные материалы: Главная страница :: Анализ :: Даешь стране угля |
