«Рынок на Дальнем Востоке невозможен по объективным причинам»

На фоне резкой активизации проектов по развитию Дальнего Востока контролирующее изолированную энергосистему региона «РАО ЭС Востока» предложило правительству отказаться от тотального тарифного регулирования в местной энергетике и перейти на новый механизм, учитывающий возврат инвестиций в течение 20 лет. Пока ряду структур холдинга не хватает тарифной выручки даже на поддержание устаревшего оборудования и выплату долга. Но гендиректор «РАО ЭС Востока» СЕРГЕЙ ТОЛСТОГУЗОВ видит интерес к компании со стороны азиатских инвесторов, верит в перспективы экспорта в Японию и уже не готов расставаться даже с проблемными сетевыми активами.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Предыдущая фотография

Следующая фотография

1 / 3

В «спокойном» варианте программа развития компании предусматривает 440 млрд руб. инвестиций до 2025 года, из них до 2020 года — около 290 млрд руб.

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Лекай  /  купить фото

Откуда именно взять средства на крупные инфраструктурные проекты на Дальнем Востоке, должно решать государство с учетом потребностей новых предприятий

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Лекай  /  купить фото

Мы стараемся сокращать зависимость от импортных производителей… Но если отечественные предложат оборудование плохого качества, мы его покупать, конечно же, не будем

Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Лекай  /  купить фото

— «РАО ЭС Востока» до сих пор работает в нерыночных условиях, отмененных на остальной территории России семь лет назад. Есть ли тарифные механизмы для возврата инвестиций в строительство генерации и сетей в таких условиях?

— С реформой электроэнергетики большинство энергокомпаний получило возможность пользоваться рыночными инструментами, почти всю генерацию поделили между частными и государственными компаниями. Но Дальний Восток остался отдельным островком, где рыночные механизмы не действуют — это одна большая неценовая зона с изолированными энергосистемами, в которых нет разделения даже по видам бизнеса. Причин много — и топология сетей, и территориальные ограничения, и неразвитость источников энергоснабжения, и малонаселенность. Дальний Восток занимает треть территории России, а проживает здесь только 5% населения. Именно поэтому сохраняется полное тарифное регулирование и, как следствие, стоит проблема отсутствия механизмов возврата инвестиций.

Это серьезно усложняет задачу модернизации и строительства новых объектов энергетики. Сегодня нам закладывают прибыль в тарифы, но она минимальна, а резко поднять цены нельзя — потребитель не может платить больше. Мы разработали ряд предложений, в основе которых лежит долгосрочное закрепление тарифа. Сейчас ФСТ рассматривает возможность введения регулирования на три-пять лет вперед. Для нас же оптимальным был бы срок 20 лет — только так мы сможем обнародовать потенциальным инвесторам адекватные условия возврата вложений, ведь за пять лет крупную станцию не окупишь. Если говорить о конкретных инструментах, то в сетях нам хотелось бы видеть RAB-регулирование, а в генерации — внедрение механизмов, гарантирующих возврат капитала и получение доходности. Все эти механизмы, которые в будущем позволят нам обеспечивать возврат инвестиций в энергетику Дальнего Востока, мы активно прорабатываем и планируем согласовывать с главой совета директоров компании (руководитель «РусГидро» Евгений Дод.— “Ъ”), профильными министерствами и полпредом президента РФ в ДФО Юрием Трутневым, чтобы позже внести в правительство.

— Вы уже говорили, что новая модель рынка тепла неприемлема для Дальнего Востока, поскольку приведет к огромному росту тарифов. Какова может быть альтернатива?

— Новая модель рынка тепла предусматривает возможность привлечения инвестиций в этот бизнес в ценовых зонах. Основная идея в том, чтобы постепенно довести цены за тепло до рыночного уровня. Но «альтернативная котельная» может решить вопросы теплоснабжения только в первой и второй ценовых зонах, где и мощность, и электроэнергия продаются на конкурентном рынке, а тепло — все еще по регулируемым тарифам, хотя используют одно и то же оборудование и топливо.

Но на Дальнем Востоке ситуация несколько иная. Во-первых, у нас регулируемые тарифы распространяются и на электроэнергию, поэтому глупо было бы продавать тепло на псевдорынке: два товара, которые производятся на одном и том же топливе, на одном и том же оборудовании, должны жить в одинаковых экономических плоскостях. Во-вторых, сегодня в части тепла по многим субъектам мы дотируемая компания, и правильным решением было бы выделять эти субсидии под выверенные региональными комиссиями тарифы. Иначе это чревато обвинениями в том, что мы получаем завышенную прибыль, а потребитель переплачивает. Не стоит забывать и о более высоких требованиях, предъявляемых к надежности энергопоставок в условиях Крайнего Севера при отсутствии альтернативных источников теплоснабжения. Поэтому наши предложения строятся на совершенствовании действующей модели тепла для ДФО.

Прежде всего необходимо обеспечить доведение существующих тарифов на тепло до экономически обоснованного уровня с последующей «правильной» долгосрочной индексацией, позволяющей сохранять эффекты от реализации мероприятий по повышению эффективности в тарифе. Необходимо также принять законодательные меры по повышению платежной дисциплины и эффективности взыскания дебиторской задолженности — ведь дебиторская задолженность по ДФО за электроэнергию и тепло превышает сегодня 19 млрд руб. Наконец, требуется законодательно обеспечить поддержку субъектов теплового бизнеса.

Это наиболее честная и правильная конструкция, так участники теплового рынка в рамках определенного календарного промежутка времени смогут выстраивать финансовую модель, определять гарантированный денежный поток, прогнозировать окупаемость инвестпроекта, привлекать деньги и у банков. Сейчас же, когда мы не понимаем, какой тариф будет завтра, довольно трудно разговаривать с банками о каких бы то ни было инвестиционных проектах.

— Вы готовите программу развития энергетики Дальнего Востока до 2025 года, в чем она состоит?

— То, что мы сейчас разрабатываем,— это программа перспективного развития. Она включает и наработки, которые выходят за рамки 2025 года. Мы всерьез обеспокоены старением оборудования. Большая часть котлов и турбин на наших станциях уже отработала нормативный ресурс, а где-то и два ресурса. Вновь продлевать срок службы оборудования уже не представляется возможным. Некоторые станции два года назад отмечали 100-летний юбилей. Именно поэтому мы подготовили свою программу, которая позволит обеспечивать надежное электро- и теплоснабжение потребителей и удовлетворять растущий спрос экономики ДФО. Речь идет уже не просто о замене оборудования, а о попытке адаптировать нашу инфраструктуру адекватно тем запросам и вызовам, которые диктует развитие Дальнего Востока: меняем топологию, схему расположения станций, их мощность. При этом мы должны вписаться в темпы роста тарифов, предусмотренные Минэкономразвития. Кроме того, у нашей материнской компании «РусГидро» есть масштабные задачи по строительству новых гидростанций в регионе. И нам очень важно увязать планы по освоению гидропотенциала с планами по строительству объектов теплогенерации на территории ДФО.

— На какое топливо ориентируетесь?

— Сегодня на Дальний Восток пришел газ, в том числе во Владивосток и Хабаровск. На газовое топливо перейдут электростанции в крупных городах, чтобы снизить нагрузку на экологию. В то же время для нас крайне важно сохранить компетенцию работы станций на угле, ведь в регионе остаются большие запасы угля, которые могут стать одним из главных драйверов развития экономики Дальнего Востока. Сейчас РАО ЭС Востока является крупнейшим потребителем энергетического угля на территории страны. И уголь останется для нас ключевым видом топлива, он всегда будет занимать больше 50% в энергобалансе компании. Надо учитывать, что на месторождениях работают тысячи людей, они получают зарплату и платят налоги, это целая инфраструктура, и от нее нельзя уходить. Плюс есть районы, где газа не будет, наверное, никогда.

— Можете назвать основные параметры?

— Программа не будет избыточной, мы не предлагаем строить энергетику ради самой энергетики, поскольку за это в конечном итоге должен кто-то платить и этим «кем-то» будет, скорее всего, потребитель. Необходима сбалансированная схема. В первую очередь мы смотрели, какие станции морально и физически изношены. Предполагается вывод 3 ГВт неэффективных старых мощностей и ввод 4,1 ГВт новых. Огромного прироста установленной мощности мы не прогнозируем, потому что энергосистема Дальнего Востока уже имеет достаточно большой резерв, что оказывает давление на тариф. Однако нам может понадобиться еще порядка 4 ГВт, если начнется эффективная реализация проекта территорий опережающего развития.

В спокойном варианте программа развития предусматривает 440 млрд руб. инвестиций до 2025 года, из них до 2020 года — около 290 млрд руб. На реконструкцию требуется примерно 40% от этой суммы — это вложения в развитие электросетевой инфраструктуры, перекладку тепловых сетей, модернизацию существующих объектов. Определенная часть средств придет от амортизации, за счет тарифов, которые мы будем использовать на реализацию программы, еще часть — это кредитные ресурсы. Но опять-таки нужно внедрить механизмы возврата инвестиций, чтобы банки охотно давали деньги. Третье — возможно, госгарантии, средства Фонда национального благосостояния (ФНБ). Остальное придется брать из бюджета, это будут невозвратные деньги, без процентных платежей и давления на тарифы.

Откуда именно взять средства на крупные инфраструктурные проекты на Дальнем Востоке, должно решать государство с учетом потребностей новых предприятий. В какой пропорции распределятся эти источники финансирования, зависит от возможности повышения тарифов. Чем ниже у нас темп роста тарифов, тем меньше возможность получения кредитов и больше невозвратных денежных средств. К примеру, если мы сохраняем среднегодовой рост тарифов на уровне 6,6%, из собственных средств мы сможем покрыть лишь треть необходимых затрат. В этом случае мы рассчитываем на государственные вложения в размере 39%.

— На что надеетесь получить средства ФНБ?

— Мы отобрали несколько таких приоритетных инвестиционных проектов, среди которых Уссурийская ТЭЦ, Хабаровская ТЭЦ-4, Артемовская ТЭЦ и ТЭЦ в Билибино.

— Насколько текущая тарифная модель позволяет финансировать вашу программу?

— Сегодняшние тарифы не позволяют финансировать совсем. Но с другой стороны, на примере четырех новых станций, которые мы строим по указу президента РФ на бюджетные деньги, полученные от докапитализации нашего основного акционера «РусГидро», видно, что после 2016 года мы получим достаточно мощный дополнительный источник под реализацию инвестиционной программы из амортизации. Так что такие инъекции от государства дают инструмент для увеличения инвестиционной программы по другим проектам.

— Насколько европейские и азиатские партнеры проявляют интерес к развитию энергетики на Дальнем Востоке?

— Европейский банк реконструкции и развития и Европейский инвестиционный банк участвуют в проекте ТЭЦ «Восточная» во Владивостоке — это один из немногих проектов в энергетике, который подошел под их критерии в России. Сделка была признана лучшей в энергетическом секторе Центральной и Восточной Европы. Мы работаем и с другими банками. Азиатские партнеры демонстрируют большой интерес к присутствию в регионе, в первую очередь Китай, Корея и Япония. С компаниями из этих стран мы подписали ряд соглашений и приступили к проработке совместных проектов. Но здесь мы должны придумать, как гарантировать возврат инвестиций.

— Какие модели финансирования вы рассматриваете с партнерами: льготные кредиты, оборудование, соинвестиции?

— Если говорить о сотрудничестве в области возобновляемой энергетики, то типичная модель такова: партнеры поставляют нам оборудование, оно находится у них на балансе, мы берем его в аренду — так называемый энергосервисный контракт. Через пять-шесть лет через аренду полностью рассчитываемся, и оборудование переходит к нам в собственность. Такие проекты характерны для небольших электростанций, в основном ветрогенераторов и солнечных установок. Китайские партнеры поставляют оборудование, а строймонтаж мы делаем за собственные средства. Есть схемы, предполагающие возврат инвестиций в выработанных киловатт-часах, в счет тех поставок, которые сегодня Китай уже получает. Другие соглашения предполагают строительство сетевой структуры, но для этого необходим прием электроэнергии и с китайской стороны.

— Как продвигается обсуждение строительства водородного завода с японской Kawasaki? Какие энергомощности могут быть задействованы этим потребителем?

— Сейчас мы заканчиваем разработку предварительного ТЭО, по результатам которого станет понятна стоимость и экономика проекта. Kawasaki изучает возможные варианты дистрибуции водородного топлива — это могут быть автомобильные заправки, газовые машины на электростанциях. Компания уже имеет свои танкеры для перевозки СПГ с температурой минус 160 градусов Цельсия, поэтому большого технологического скачка не требуется. В нашем случае для создания водородных танкеров потребуется довести эту температуру до минус 240 градусов Цельсия.

Сегодня магаданская энергосистема имеет профицит мощностей, но с учетом строительства этого завода она будет сбалансирована по производству и потреблению. После ввода в 2025 году второй очереди завод сможет максимально потреблять 510 МВт от Усть-Среднеканской ГЭС. Кроме того, за счет роста потребления электроэнергии снизится тариф для всех потребителей Магадана, будут сглажены пики потребления. Таким образом, можно полностью утилизировать энергию и с Усть-Среднеканской ГЭС, и с Колымской ГЭС.

— Какие дальневосточные проекты, ориентированные на экспорт электроэнергии, кажутся наиболее перспективными?

— Мы подходим к увеличению экспорта очень аккуратно. Глава «РусГидро» Евгений Дод не считает, что энергосистема должна строиться только под экспорт, он должен быть лишь дополнением. Мы полностью разделяем эту точку зрения: строить в любом случае нужно под собственные потребности экономики.

У нас есть интересный проект «Энергомост», предполагающий возможность поставки электроэнергии в Японию с территории Сахалина. Сахалинская энергосистема имеет большой коэффициент резервирования, то есть генерация примерно на 30% превышает спрос, и острову приходится оплачивать дополнительную мощность. А потому первым шагом в реализации проекта может стать дозагрузка резервных мощностей Сахалина за счет экспорта в Японию. При полной реализации имеющихся проектов развития острова можно будет передавать до 500 МВт. Уже позднее возможно строительство дополнительной экспортно ориентированной генерации мощностью до 1 ГВт. Наиболее отдаленный этап проекта — это смыкание энергосистемы Сахалина с материковой частью, чтобы транспортировать в Японию электроэнергию, выработанную на гидростанциях Дальнего Востока. В целом по этому проекту есть заинтересованность в реализации на уровне правительств обеих стран.

— Как будет строиться сотрудничество с китайской Dongfang? Действительно ли компания готова выделить 78 млрд руб. на развитие энергетики Дальнего Востока?

— Dongfang — одна из крупнейших инжиниринговых компаний Китая, она вводит по всему миру более 40 ГВт каждый год, а это почти 20% всей балансовой энергомощности России. Аналогов в нашей стране нет. Для нас это неоценимый опыт по организации проектов, доставке оборудования, строительству. В первую очередь это технологическое сотрудничество, во вторую — инвестиции китайских партнеров в наши проекты. Но мы не рассматриваем варианты, при которых они могут быть совладельцами энергообъектов. В традиционной энергетике речь идет о том, что они могут получить EPC-контракт на строительство объектов, быть генподрядчиком, поставщиком оборудования и так далее. Dongfang может также частично финансировать через китайские банки поставки собственного оборудования. Для возобновляемых источников энергии мы рассматриваем схему, о которой я уже говорил. На момент заключения соглашения объем совместных проектов был оценен нами как раз в 78 млрд руб. Но он может меняться, поскольку переговоры продолжаются.

— Насколько обременительно текущее соотношение чистого долга компании к EBITDA и планируется ли рефинансирование?

— По группе компаний «РАО ЭС Востока» в целом нормальная долговая нагрузка. У некоторых операционных компаний действительно большой кредитный портфель, а у других, наоборот, все хорошо. Затруднения есть у Дальневосточной генерирующей компании (ДГК), Дальневосточной распределительной сетевой компании (ДРСК), Дальневосточной энергетической компании (ДЭК). Мы активно работаем по рефинансированию с материнской «РусГидро», она предоставляет свои гарантии, что позволяет переложить деньги в более длинные кредиты под более низкие проценты. Так в 2013 году удалось рефинансировать более 15 млрд руб. за счет кредитных средств Сбербанка на пять лет. Из этих денег 10,6 млрд руб. были получены от «РусГидро» в качестве займов, а 4,6 млрд руб.— напрямую от банка под поручительство компании. В этом году также идет совместная работа с акционером по рефинансированию долга в целом до 15 млрд руб. и сроком не менее трех лет. Банк-кредитор будет определен по итогам проведения открытых закупочных процедур. В качестве потенциальных участников тендера ожидаем Сбербанк, ВТБ, Газпромбанк, Росбанк. Безусловно, сейчас для нас в большей степени важно уйти от коротких денег в длинные. В основном мы перекладываемся в пятилетние кредиты.

— Вы упомянули о сложностях у ДРСК, в чем их причина?

— Из-за прекращения договоров «последней мили» (механизм взимания дополнительной платы с потребителей в пользу распределительных сетей.— “Ъ”) в ряде наших регионов выпадающие доходы за 2011–2013 годы составили 9 млрд руб. Это колоссальная сумма, по сути, каждый год по Еврейской автономной и Амурской области мы теряли 50% контролируемой выручки. Чтобы платить зарплату, готовиться к зиме и обеспечивать надежное энергоснабжение, компания брала кредиты, в том числе у «РусГидро». В конце 2013 года соотношение долга к EBITDA достигло 25. Благодаря помощи «РусГидро» мы пережили последнюю зиму, наводнение и паводок. В 2014 году «последнюю милю» официально продлили в Амурской области и Еврейской АО до 2029 года, ДРСК получает весь необходимый денежный поток. Осталась проблема потерянных денег, но и она решается: мы получили субсидию по выпадающим доходам 2011 года, это больше 2 млрд руб. По Хабаровску и Приморскому краю нам учли потери в тарифах следующего года. Сейчас мы ведем работу по возврату денежных средств, потерянных в 2012–2013 годах. Соответственно, состояние ДРСК улучшится: рассчитаемся по долгам, погасим займы и начнем активно работать по инвестпрограмме.

— Это позволит повысить оценку ДРСК для продажи «Россетям», если вопрос еще актуален?

— Идея продажи компании «Россетям» возникла как раз из-за того, что в ДРСК были проблемы, связанные с «последней милей», остро стоял вопрос финансирования. Однако, когда дела в компании шли из рук вон плохо, Федеральная сетевая компания (ФСК, входит в «Россети».— “Ъ”) не торопилась ее брать, несмотря на поддержку сделки со стороны Минэнерго. Сейчас, когда мы вместе с «РусГидро» вытащили ДРСК из ямы, я не вижу смысла ее продавать. Никаких переговоров об этом мы уже не ведем. Тем более что «Россети» в силу некоторых тонкостей не могли бы включить ни саму сделку, ни обслуживание объектов ДРСК в свою инвестпрограмму. И хотя сама концепция объединения всей передающей инфраструктуры на площадке «Россетей» правильная, рынок на Дальнем Востоке сегодня невозможен по объективным причинам технологического характера. На каком-то определенном этапе развития, через пять-десять лет после того, как мы решим все проблемы, в том числе связанные с развитием ЕНЭС на Дальнем Востоке, можно будет действительно говорить о передаче таких крупных активов и изменении профиля «РАО ЭС Востока».

— Что происходит с программой развития зеленой энергетики на Дальнем Востоке?

— Многие энергорайоны на Дальнем Востоке изолированы от централизованных источников энергоснабжения. Генерация работает на привозном дизельном топливе, которое в некоторые места приходится везти до двух с половиной лет. Стоимость такого топлива становится очень высокой, транспортная составляющая может в два-три раза превышать себестоимость дизеля. С учетом этого стоимость одного киловатт-часа, выработанного на дизельных станциях, очень высока. Безусловно, это компенсируется за счет перекрестного субсидирования, которое существует сегодня в Якутии, или бюджетных дотаций на Камчатке. Поэтому здесь наша главная задача — сократить потребление дизельного топлива.

Но говорить о том, что за счет зеленой энергетики мы полностью откажемся от дизельной генерации, нельзя. Мы ставим задачу заместить выработку дизельной генерации на 20–40% по отдельным точкам. Если принять для объектов ВИЭ тарифы, равные топливной составляющей, это дает возможность окупить их за 7–12 лет. Если на оптовом рынке ценовых зон поддержка ВИЭ осуществляется за счет потребителей, то в нашем случае увеличивать тарифы не потребуется.

Интерес инвесторов здесь неподдельный, мы взаимодействуем с «Роснано», с китайскими, английскими, французскими, немецкими, американскими компаниями, способными поставлять оборудование. Более того, многие также готовы предоставить товарные кредиты. Мы определили к реализации более 160 потенциальных проектов. Цель — ввести 120 МВт до 2020 года. Сейчас заканчиваем разработку типовых решений по технологиям и финансированию, которые могли бы тиражировать в каждом отдельном регионе с учетом его особенностей.

— Можете привести примеры проектов с конкретными производителями оборудования?

— «Роснано» прорабатывает возможности поставки оборудования по нескольким площадкам в Якутии. Подписали соглашения с японской правительственной организацией NEDO, компаниями Mitsui & Co и Komai Haltec Inc. Они финансируют строительство ветропарка, поставляют ветряки для Камчатки. Нашим партнерам интересно войти на рынок ветроустановок в арктическом исполнении, поэтому они предлагают очень привлекательные условия. Климатические особенности Дальнего Востока в этом случае — не ограничение, а потенциальное поле для дальнейшего развития.

— То есть строительство зеленых станций будет полностью финансироваться партнерами без вашего участия?

— С точки зрения окупаемости это как раз те самые проекты, которые можно и нужно делать с привлечением чужих денег. Собственные деньги лучше направить туда, где привлечение сторонних средств крайне затруднительно, но объекты социально значимы и обеспечивают надежное энергоснабжение. В случае с ВИЭ можно гарантировать возврат инвестиций, чего в дальневосточной энергетике почти нет. Поэтому финансирование проектов мы предполагаем как за счет собственных источников, так и с привлечением сторонних кредитов и инвесторов.

— Насколько могут сократиться субсидии на привозное топливо, если вы реализуете задуманное?

— Полностью от них уйти нельзя. Но мы сможем существенно их уменьшить после возврата инвестиций.

— Государство призывает госкомпании замещать импортное оборудование отечественным. Какие виды энергооборудования вы считаете возможным заменить, а какие нет? Нет ли риска отказа от поставок со стороны американских производителей?

— Почему именно американских? Некоторые европейские компании первыми щелкнули каблуками и сказали, что поддержат экономические санкции, и это касается всех отраслей. Правда неизвестно еще, кому от этого станет хуже.

Сегодня мы работаем с иностранными производителями, потому что отечественные попросту не умеют делать весь необходимый ассортимент продукции. Ну нет у нас в стране газовых машин для ПГУ и ГТУ. Были попытки еще во времена Анатолия Чубайса сделать на турбинном заводе в Рыбинске крупные машины ГТЭ-110, но серийное производство так и не началось, а потому мы обречены на работу с мировыми поставщиками. Но ориентироваться только на немцев или американцев вовсе необязательно — это оборудование выпускают также корейские, китайские, японские поставщики. При взаимодействии с американскими компаниями влияния санкций мы пока не почувствовали. Так, GE является поставщиком для ряда наших станций и имеет договоры сервиса по двум блокам на Сахалине. Я вам даже больше скажу, мы сегодня ведем с ними переговоры с тем расчетом, чтобы по нашей просьбе они на четыре-пять месяцев раньше поставили газовые машины для Якутской ГРЭС-2.

Учитывая то, что происходит в мире, мы, как и «РусГидро», стараемся сокращать зависимость от импортных компаний и приглашать к участию в конкурсах отечественных игроков наряду с признанными мировыми лидерами. Но, если соотечественники предложат нам оборудование плохого качества, мы его покупать, конечно же, не будем. Поэтому изложу простое пожелание к российским машиностроителям: догоняйте и обгоняйте зарубежных конкурентов, тогда будем работать плотнее.

— Насколько выросла стоимость строительства четырех ТЭЦ на Дальнем Востоке, на которые выделены 50 млрд руб. из бюджета. Откуда планируете взять недостающие средства?

— Эта сумма изначально подразумевалась лишь как один из источников финансирования проектов. Указ президента предусматривал, что необходимое дофинансирование предоставит «РусГидро». Поэтому просить дополнительных денег у государства мы не можем. Сумма в указе — это экспертная оценка, она формировалась до проектно-сметной документации и инженерных изысканий, даже конкретные площадки тогда не были определены. Сейчас все работы проведены и отправлены в Главэкспертизу, которая верифицирует оценку. Кроме того, стоимость проверяли в ходе независимого ценового и технологического аудита. На сегодняшний день мы с уверенностью можем говорить об уже утвержденной смете по Якутии, Советской Гавани и Благовещенску, а также об экспертной оценке по Сахалину на общую сумму 69,4 млрд руб., но в сентябре она будет подвергнута определенной корректировке.

— Счетная палата недавно говорила о рисках задержки строительства новых энергообъектов до двух лет. Как вы оцениваете вероятность срыва сроков?

— У нас по всем станциям, где заключен договор генподряда, предусмотрены определенные сроки. И каждая из компаний дала банковскую гарантию, и по срокам в том числе. При этом стоимость этой банковской гарантии соизмерима со стоимостью контракта. Сегодня каких-то документальных подтверждений срыва сроков или отказа выполнять работы у нас нет. Изменение даты ввода возможно только по Сахалину, на то есть объективные причины, связанные с достаточно долгим выбором площадки. При выборе учитывали вектор роста экономики самого Сахалина: где администрация предполагает рост потребления, развитие, где строятся поселки и города — естественно в таком месте необходима генерация.

В качестве первого варианта площадки рассматривался борт угольного разреза, чтобы далеко не возить топливо, в качестве второго — площадка существующей ГРЭС вместо выбывающих мощностей: там есть вся инфраструктура, тепловая схема выдачи мощности, подъездные пути. В итоге определения «точки роста Сахалина» и консультаций проектных институтов было выбрано село Ильинское, где будут строиться завод СПГ и порт.

С учетом этого появилась необходимость перепроектирования и дополнительных инженерных изысканий, которые заняли достаточно много времени. Плюс возникли объективные сложности, в частности, невозможность проведения определенных изысканий в зимний период, длительное согласование получения земельных участков в аренду и пр. Поэтому с Сахалинской ГРЭС-2 есть определенные риски, но я крайне осторожно их оцениваю. Пока мы идем в графике, и вероятность строительства этой станции в срок сохраняется.

Интервью взяла Анастасия Фомичева