«У нас нет ни одного шанса что-то сделать»

Последний год российская электроэнергетика испытывает, помимо финансового, глубокий системный кризис, симптомом которого стал огромный (15–20 ГВт) профицит мощности в энергосистеме. О жизни в новых реалиях, необходимости системных решений и удручающих перспективах предлагаемой реформы теплоснабжения “Ъ” рассказал гендиректор «Газпром энергохолдинга» ДЕНИС ФЕДОРОВ.

Выйти из полноэкранного режима

Развернуть на весь экран

Предыдущая фотография

Следующая фотография

1 / 3

Еще во времена РАО ЕЭС почти все миноритарные акционеры ставили под сомнение заложенные цифры по росту спроса на электроэнергию

Фото: Коммерсантъ / Александр Миридонов  /  купить фото

Мне очень весело, когда я слышу людей, которые на совещаниях говорят, что мы должны все покупать у российских производителей

Фото: Коммерсантъ / Александр Миридонов  /  купить фото

Рынок акций электроэнергетических компаний на дне, и можно договариваться с потенциальными продавцами. Мы думаем над этим

Фото: Коммерсантъ / Александр Миридонов  /  купить фото

— О том, что в электроэнергетике огромное количество проблем, говорят постоянно. Какие проблемы вы считаете действительно острыми, а какие — несущественными?

— Ситуация в секторе сложная. К сожалению, есть сильное отклонение от первоначального плана реформы, который был предложен инвесторам. В результате возникли большие перекосы в отрасли: перекос между генерацией и сетями, сверхдоходы отдельных видов генерации (атомная генерация, гидрогенерация) и так далее — такого перекоса нигде нет.

Все это негативно сказывается на традиционной тепловой генерации. Доля сетевой составляющей по отдельным уровням напряжения в некоторых регионах доходит до 50%, что ненормально: насколько мне известно, электрические сети топлива не потребляют, а следовательно, и доля их в конечном тарифе должна быть существенно ниже текущей. Сохраняется проблема перекрестного субсидирования между отдельными видами потребителей, а также между электроэнергией и теплом. К сожалению, с этой проблемой со времен РАО «ЕЭС России» никто не смог справиться. Уверен на 100%, что и сейчас нет желания ее решать. Зато появляются новые предложения — переложить проблему на генерацию. Очень «свежий подход»: решайте вопросы с губернаторами, а если не можете — закрывайте из своих доходов, например из денежного потока от договоров на поставку мощности (ДПМ, гарантируют окупаемость нового объекта.— “Ъ”). При этом сами федеральные органы исполнительной власти устанавливают предельный платеж гражданина, который фактически закрывает возможность опережающего темпа роста тарифов на тепло. И у нас нет ни одного шанса что-то сделать.

— Есть ли проблемы, которые еще не очевидны?

— Серьезная проблема, с которой еще не столкнулся рынок, но столкнется уже в 2016 и последующих годах,— это растущая доля атомной энергетики в необходимой валовой выручке отрасли.

Когда только обсуждалось увеличение доли АЭС с 11–12% до 25%, это объяснялось низкой себестоимостью выработки электроэнергии, а также, как ни странно, низкими инвестиционными затратами на строительство новых энергоблоков. Увеличение производства электроэнергии на АЭС рассматривалось как некая панацея в связи с тем, что при переходе на равнодоходность с экспортными ценами на газ (планировалась на 2016–2017 годы) будет расти топливная составляющая для газовой генерации, а атомная энергия должна по идее быть самой дешевой после электроэнергии ГЭС. В результате пришли совершенно к другому: к тому, что у нас огромный CAPEX (капитальные затраты.— “Ъ”) для АЭС, OPEX (операционные затраты.— “Ъ”) тоже значительный, при этом оба этих показателя закрыты для участников рынка под предлогом некой секретности.

Все это выглядит очень смешно, потому что мы все понимаем, что за новые АЭС у нас строятся,— это ВВЭР-1200, и установить по ним эталонный CAPEX по примеру тепловой генерации гораздо проще, чем их было устанавливать для угольных и газовых энергоблоков. Эталонный OPEX, с моей точки зрения, тоже можно посчитать. Мы договорились с коллегами из «Совета производителей энергии» о том, что попробуем на примере в том числе иностранных аналогов подсчитать адекватный уровень как инвестиционных затрат, так и операционных.

Если ситуация с данными показателями не будет нормализована, то мы столкнемся с проблемой взрывного роста платежей на оптовом рынке электроэнергии у атомщиков, что приведет к необходимости либо существенного роста тарифов для конечных потребителей, либо существенного снижения выручки сбытов, сетей и всех иных видов генерации. Нужно однозначно уходить от расчета капитальных затрат атомных блоков через закрытую процедуру, как это осуществляется сейчас, и срочно переходить на эталонный CAPEX. Кроме того, по нашим предварительным расчетам, если пересчитать стоимость электроэнергии в одноставочный тариф, то для атомных блоков она неожиданно оказывается выше, чем для тепловых. По Московскому региону одноставочная цена на электроэнергию АЭС на оптовом рынке получается выше 2 руб. за 1 кВт•ч, а цена электростанций, работающих в Московском регионе, в том числе ГРЭС, чуть выше 1 руб. То есть электроэнергия АЭС в два раза дороже.

— Почему?

— Сложно сказать. Участники рынка вообще не допущены к анализу себестоимости производства электроэнергии на АЭС. Если у нас получится провести работу по анализу операционных и капитальных затрат АЭС, мы будем обращаться в Минэнерго с предложением вносить изменения в нормативные акты и все-таки переходить на эталонные затраты. Кроме того, в законе прописано, что атомная отрасль работает в базовом режиме. То есть вся электроэнергия, производимая АЭС, покупается в приоритетном порядке вне зависимости от ее стоимости для конечного потребителя. Мне кажется, это крайне несправедливо, особенно при наличии избытка мощности в Единой энергосистеме России, а это порядка 20 ГВт. Потребитель должен оплачивать только надежность, ДПМ и формируемую рынком цену на электроэнергию.

Ситуация осложняется еще и тем, что мы сейчас говорим с регуляторами о необходимости вывода старых «неэффективных» мощностей. По идее, вывод должен быть нам выгоден, поскольку он снижает избыток предложения на рынке и в перспективе должен привести к росту цен на оптовом рынке ввиду снижения предложения. Но когда у нас будет дорогая атомная мощность стоять в базе, все объемы выведенной тепловой генерации будут «забиваться» электроэнергией с АЭС. Этого быть не должно. Считаю, что если приняли решение формировать конкурентный рынок, то давайте конкурировать. Или пусть государство примет решение, что есть определенная валовая выручка отдельно по тепловой генерации, отдельно — по гидрогенерации, отдельно — по атомной генерации, и как-то договорится об этом с потребителями. Но тогда это уже не рынок, а что-то другое.

Кроме того, еще одним вызовом является то, что конкурентный отбор мощности (КОМ, на котором, согласно его модели, должны отбираться и затем получать гарантированную оплату мощности наиболее эффективные, то есть наиболее дешевые по себестоимости выработки, станции.— “Ъ”), который прошел в прошлом году, показал свою низкую эффективность. Россия — страна северная, и ключевым продуктом — самым социальным — у нас является тепло. Вся наша энергетика строилась исходя из максимальной теплофикации. Но перекос, возникший в связи с различными административными барьерами и не всегда объяснимыми решениями, привел к тому, что у нас ТЭЦ перестали попадать в КОМ, и они проходят как «вынужденные» (станции, которые получают тариф на мощность, хотя КОМ не прошли, потому что они нужны либо для устойчивости энергосистемы, либо как источник тепла.— “Ъ”) по теплу. Постоянно растущий объем «вынужденных» по теплу вызывает огромное раздражение и у потребителей, и у регулирующих органов. Но Минэнерго ничего сделать не может, потому что у всех этих станций есть потребители тепла и их нечем заменить.

Возьмем Мурманскую ТЭЦ, хоть она и не является «вынужденным» генератором. Даже если бы у нас было острое желание ее вывести из эксплуатации, я ничего не смог бы сделать: эта станция обеспечивает 70% населения Мурманска теплом. И там никто в обозримой перспективе не построит замещающую станцию, потому что даже при существующей высокой цене на тепло станция убыточна без субсидий от администрации области. Строить там новые генерирующие объекты можно только на мазуте или угле. Я не вижу инвесторов, которые возьмут на себя риск реализовать такой проект. Поэтому станция должна и будет эксплуатироваться. И в случае ухудшения ситуации на рынке мощности должна получить «вынужденный» статус.

Еще одна проблема, выявленная по итогам КОМ,— это отсутствие преференций для угольной генерации в первой ценовой зоне. Мы прекрасно знаем, что более 75% электроэнергии всей тепловой генерации в центральной части России вырабатывается на газе, осталось очень мало угольных станций. С моей точки зрения, для обеспечения энергетической безопасности страны они обязаны работать, причем, скорее всего, в базовом режиме. Кроме того, эксплуатация данных энергоблоков связана с необходимостью загрузки угольных предприятий. Например, Новочеркасская ГРЭС является самым крупным потребителем угля в Ростовской области. Даже если закрыть два-три блока на электростанции, это может привести к достаточно серьезным социальным последствиям. А некоторые шахты, расположенные в небольших городах, вообще завязаны на одну электростанцию. При принятии решения о выводе из эксплуатации тех или иных энергоблоков или электростанций целиком важно учитывать социальные последствия данных решений.

Я считаю необходимым заморозить проведенный конкурентный отбор мощности этого года со всеми «вынужденными». Несомненно, его необходимо проиндексировать, так как мы понимаем, что в стране есть инфляция, которая значительно выше изначальных планов. Давайте возьмем год передышки. Сейчас все ругают ДПМ. А что их ругать: ДПМ работают с 2007–2008 года, а сейчас 2015 год. Ничего более стабильного в отрасли нет. Так давайте сейчас по модели (рынка.— “Ъ”) договоримся, сделаем долгосрочный КОМ и пойдем спокойно — не без проблем, конечно, но в правильном режиме.

— Ваша идея заключается в том, чтобы провести долгосрочный КОМ и оформить его результат таким же условно нерушимым соглашением, постановлением правительства, как ДПМ?

— На первом этапе необходимо разработать новую модель рынка электроэнергии. Предыдущая сильно искажена различными половинчатыми решениями, которые принимались под грузом тех или иных внешних факторов. А пока не договорились — нужна заморозка.

При этом я считаю, что такая фундаментальная и технологически сложная отрасль, как электроэнергетика, должна быть избавлена от резких колебаний цен на электроэнергию. Мы не должны сильно «проваливаться» в зависимости от внешних факторов, даже если этим фактором является избыток электроэнергии и мощности, но цена на электроэнергию не должна делать и резких колебаний вверх. Я считаю, что сиюминутная невостребованность электроэнергии и мощности не должна приводить к тому, что мы необдуманно начнем «резать» генерацию. Потом придется резко ее строить, а вот это сделать не так легко и совсем не дешево. Такая отрасль должна жить планами на пять-семь лет, но эти планы должны быть сбалансированы. Ведь ошибки менеджмента РАО ЕЭС в прогнозировании спроса на электроэнергию привели сейчас к значительному перекосу между спросом и предложением. Но кто сейчас скажет, что эти 20 ГВт, о которых все говорят, не будут востребованы в течение трех-пяти лет! Кто возьмет на себя такую ответственность? «Невидимая рука рынка»? Сильно сомневаюсь. Не стоит в электроэнергетике надеяться на экономическую теорию.

Несомненно, никто не опровергает необходимость вывода из эксплуатации физически и морально устаревшего оборудования. Мы, например, объективно готовы: у нас в компании утвержден достаточно значительный объем вывода — порядка 1,5 ГВт. Но, возвращаясь к неуспешности КОМ,— 95% этих мощностей прошли в КОМ. Как это ни парадоксально, 95% станций, которые мы хотели бы вывести, проходят в КОМ — не как вынужденные по теплу, не как вынужденные по электрике, а просто берут и проходят в КОМ. И здесь надо ответить на вопрос: а что же такое неэффективная генерация?

Попробуйте вывести хоть одну крупную ТЭЦ в Санкт-Петербурге или в Москве. Одних котельных необходимо будет построить штук 200–300, подвести к ним газ, электрические сети, канализацию и другие инженерные сооружения. Ну а самое главное для этих городов — найти необходимые площадки! Потом нужно понять, что теплотрассы в крупных городах проходят в одном коридоре с кабельным хозяйством, с водой, с канализацией и так далее. По нашим внутренним расчетам, скорость разрушения паро- и теплопроводов при отсутствии в них теплоносителя будет происходить в сто раз быстрее. Через два года на теплотрассах будем иметь риск провала грунтов вследствие того, что теплотрассы просто физически будут разрушены. Они за собой потянут всю остальную инфраструктуру. За эту консервацию тоже нужно платить, хотя в мире мы не нашли ни одного примера консервации подобных теплотрасс. Наверное, можно посчитать гидравлику, перенести нагрузку на другие станции, но это опять будет стоить значительных инвестиционных ресурсов. И непонятно, по чьему заказу и за чьи деньги все эти работы будут осуществляться. По идее, если благодаря «невидимой руке рынка» ТЭЦ не прошла КОМ, то собственник должен ее закрыть, повесить замок и уйти. Но это же невозможно сделать. И мне кажется, прежде чем рисовать нереализуемые планы вывода энергоисточников, для начала надо понять механизм работы с этим выводом.

На мой взгляд, нет понятия «неэффективная генерация» с точки зрения стоимости. Есть та генерация, которая не нужна «Системному оператору» как регулятору, отвечающему за системную надежность. В составе ОГК-2 есть Псковская ГРЭС, без которой системная надежность единой энергосистемы не пострадает. Но она проходит в КОМ, а в Петербурге мощные и эффективные ТЭЦ не проходят.

Мы за последние 10–12 лет привыкли в энергетике подменять экономикой реальные физические законы. Давайте попробуем быть честными и вспомним, чему нас учили в институтах и аспирантурах. По операционным затратам конденсационные блоки 800 МВт или 500 МВт намного эффективнее, чем ТЭЦ мощностью 600 МВт. Но операционные затраты — это экономика! Если же мы посмотрим всю картинку целиком, то ничего эффективнее комбинированной выработки электроэнергии и тепла до сих пор в мире не придумано. ГРЭС вырабатывают только электроэнергию (если не учитывать небольшие тепловые отборы), и максимальное их значение КПД даже при использовании современного парогазового цикла не превышает 60%. При анализе работы ТЭЦ мы оперируем понятием «коэффициент использования топлива», так как эти электростанции вырабатывают электроэнергию и тепло. Коэффициент использования топлива на ТЭЦ составляет 85–86%. Вот и вся эффективность. Поэтому хочется остановиться и подумать, куда мы идем и что делаем. А заодно за время обсуждения новой модели можно с «Системным оператором» составить график вывода ненужных энергоблоков и электростанций.

— Года хватит на то, чтобы все решить?

— Хватит. Сегодня мы понимаем, что рынок у нас не растущий, а падающий (или как минимум нерастущий). Все проблемы четко видны. Хотя еще во времена РАО ЕЭС, когда я входил в один из комитетов при РАО, почти все миноритарные акционеры ставили под сомнение заложенные цифры по росту спроса на электроэнергию.

— То есть сейчас для вас самое время сказать «я так и знал». Вопрос: откуда знали?

— Тогда при анализе было взято несколько лет с резким ростом потребления электроэнергии. В один из них был взрывной рост объема, на 8% за счет холодной зимы, на второй год — 4%. Исходя из этого построили все планы. Вопрос не в том, что я так и знал, а в том, что это противоречит любой логике: не стоит анализировать в столь коротком временном промежутке и, кроме того, логично было бы самые резкие отклонения отбрасывать. Важно не забывать и о том, что «стартовали» мы с низкой базы. Мы сильно увеличивали потребление электроэнергии в первую очередь из-за провалов в предыдущие годы. Понятно, что топ-менеджмент РАО ЕЭС ставил перед собой задачу разогнать потенциальный спрос для увеличения стоимости компаний, предназначавшихся к продаже. Им это удалось, они проломили головой стену в другую комнату. Вопрос в том, что мы сейчас будем делать в этой комнате...

— В связи с пересмотром прогнозов и кризисом вы планируете сокращать инвестпрограмму?

— Программу ДПМ мы выполняем, то, что у нас находится в высокой стадии готовности, будем достраивать в любом случае. К сожалению, у ряда подрядчиков серьезные проблемы, мы разрываем отношения с ними и сами будем достраивать, хотя это означает дополнительные затраты. Нельзя бросить блок готовностью 85–90%. Там, где мы не начинали, конечно, будем договариваться об отмене.

— ТЭС в Грозном будете строить?

— Будем. Мы давно и серьезно занимаемся этим проектом.

— Возникают ли сложности с закупкой оборудования?

— У нас есть очень хорошие коммерческие предложения на рынке крупного энергетического оборудования. Рынок падающий, многие производители дают адекватные предложения. Я думаю, что по основному «силовому острову» мы получим неплохие предложения как от российских, так и от иностранных компаний.

— Но вы говорили, что цены сильно выросли...

— Цены выросли на оборудование, которое используется при ремонтах и работах по техперевооружению и реконструкции. А вот по газовым и паровым турбинам, котельному оборудованию поставщики вынуждены учитывать снижение спроса. Впрочем, например, мы точно не хотим строить второй парогазовый блок на Серовской ГРЭС, учитывая отсутствие физического роста спроса на электроэнергию, а также новые вводы в этом регионе.

— Государство уже одобрило это?

— Пока нет, но мы обратились в Минэнерго и ведем с ним активные переговоры.

— Вы хотите вообще отказаться или перенести?

— На сегодня мы хотели бы перенести проект на 2023–2025 годы, а там уже посмотреть. Но если скажут, что нет переноса, а только отказ,— согласимся с отказом. Эталонный CAPEX в 32–33 тыс. руб. (на 1 кВт установленной мощности, записанный в ДПМ.— “Ъ”) абсолютно не соответствует современной ситуации. Он и тогда был заниженным, а сейчас и говорить не о чем. Что до замены на российское оборудование…. Мне очень весело, когда я слышу людей, которые на совещаниях говорят, что мы должны все покупать у российских производителей. У нас нет качественного газотурбинного оборудования, за исключением завода в Петербурге, который тоже принадлежит компании Siemens. Да и значительная часть оборудования для газовых турбин, производимых на этом заводе, привозится из-за рубежа.

— Можно приблизительно оценить, какая доля в стоимости условно российского оборудования для энергетики на самом деле приходится на импорт?

— Если мы берем газовые турбины тех же «Силовых машин», которые выкупил Siemens, но которые все равно находятся на территории РФ, около 60% цены будет выражено в евро. Во времена большого спроса на оборудование, в условиях фактического диктата производителей оборудования, даже «Силовые машины» контрактовались в евро. По ним мое внутреннее понимание, что 35–50% цены — валютная составляющая. Что касается более мелкого оборудования, там пониже. Мы никуда не уйдем от валютной составляющей, и она так или иначе будет выражена в стоимости оборудования. А те, у кого ее нет, все равно не будут говорить «у меня же все в России — покупайте по старой цене».

— Вы имеете в виду тех, кто также имеет экспортную выручку, тех же трубников?

— Это рынок. Они будут продавать нам продукцию исходя из своего взгляда на складывающуюся ситуацию. Мы получаем всю выручку в рублях, а стоимость оборудования, которое мы используем в текущих ремонтах, растет на 20–30%. Вроде у нас многие предприятия, в том числе по производству труб, расположены в России, и нам говорят: покупайте оборудование у отечественных компаний. Но притом что они получают дополнительные доходы от экспорта, они еще и нам определяют цену исходя из netback к экспортной цене. Их сложно за это осуждать — это рынок. Их никто ни в чем не ограничивает, у них же нет ценового потолка.

В этой связи важным является вопрос импортозамещения, которое, однако, мы будем развивать или сами, или с нашими партнерами. Когда я вижу бумаги по созданию, например, единой компании для сервисного обслуживания, которая должна быть создана и через нее должны пойти все сервисные компании генераторов, то мне кажется, что тут не все так линейно. Например, мы еще до всех санкций создали компанию по сервисному обслуживанию генерирующего оборудования компаний, входящих в ГЭХ. И активно развиваем ее компетенции. У ГЭХ большой кэптивный рынок. Мы понимаем объемы, в том числе сервиса газовых турбин, на 7–10 лет вперед. И на основе этого анализа мы и принимаем решения о развитии той или иной компетенции в нашем ремонтном и сервисном бизнесе.

А когда обсуждается идея создания компании как бы под все решения и весь российский рынок, вряд ли она сумеет привлечь к работе контрагентов. У нас был изначальный подход: для всех новых энергоблоков — типовые решения, типовое оборудование. Эту задачу мы реализовали. Теперь сервис — на каждый тип оборудования своя программа обследований, инспекций, наличие запчастей на складах, график сервисов. Важно отметить, что наше сервисное подразделение — это 100-процентная дочерняя компания ГЭХ. Кроме того, всем поставщикам мы стараемся ставить ключевые условия: номер один — локализация, номер два — цена, номер три — скорость и только тогда начинаем разговаривать.

Но по сервису мы пока в начале пути, а вот по автоматизации мы, как я считаю, уже вышли на мировой уровень. Примерно четыре года назад при принятии решений о строительстве новых энергоблоков встал вопрос об использовании той или иной автоматики на различных элементах оборудования электростанций. Начали разбираться и увидели, что у нас на одной станции иногда по пять-шесть разных производителей автоматики, и мы приняли решение развивать свою автоматику. Проанализировали рынок, посмотрели научно-техническую и производственные базы ряда компаний и приняли решение о создании совместной компании с ГК «Текон». При этом мы не претендовали на управление этой компанией, так как считали менеджмент квалифицированным. Мы сформулировали задачу: вы должны быть ниже по цене и выше по качеству. Проект у нас идет четыре года, я считаю, что наша автоматика будет вполне конкурентна на европейском рынке. Один из крупнейших европейских производителей оборудования на протяжении года пытался договориться с нами о вхождении в уставный капитал «Текона», но не договорились. Наверное, это к лучшему, как показывают текущие реалии.

— Речь идет о сервисе или о поставках?

— О поставках наших контроллеров на европейские рынки. Сейчас мы также сделали релейно-защитную автоматику, которую раньше закупали преимущественно у американских компаний. У нас еще есть несколько проектов по импортозамещению: мы начинаем делать теплоизоляционные материалы, которые необходимы нам для наших новых энергоблоков ПГУ, а также старых действующих мощностей. Мы компанию для этого проекта создали вместе с МГУ, университет получил большой плюс: у них есть лаборатория, в которой учатся студенты, с ультрасовременной техникой, где мы проверяем все материалы. Мы сделали эту лабораторию, испытали все, что мы покупаем,— часть забраковали, часть оставили,— поставили задачу ученым, они разработали более качественные материалы по сравнению с теплоизоляционными материалами, которые мы покупаем за рубежом и в России. И сейчас мы в Ступино строим завод и сами будем эти материалы производить, покрывая спрос компаний, входящих в ГЭХ. Будем также выходить на конкурсы и других генерирующих компаний, работающих в России. Ту же автоматику у нас покупает, наверное, 60% всей тепловой энергетики России.

Когда заходят разговоры об импортозамещении — мне кажется, надо ставить задачи перед крупными холдингами, они в состоянии их решать, а наличие кэптивного рынка позволит активно апробировать на практике все новые образцы оборудования. У крупных компаний есть свой рынок, и они будут выходить к другим покупателям уже с готовой конкурентоспособной продукцией, отработанной на собственных мощностях и, что крайне важно, без всякого административного давления.

— Насколько сильно, по вашим прогнозам, придется сокращать ремонтную программу в 2015 году?

— По моим ощущениям, по физическим объемам это не менее 10–15%. Важно отметить, что мы имеем очень большую инфляцию по все видам продукции, даже тем, которые производятся в России. Цены повысились на все, кроме электроэнергии. И кстати, среди тех, кто громче всего кричит о неоправданных ценах на электроэнергию,— те компании, которые производят всю свою продукцию в России, а продают нам оборудование по существенно более высокой цене по отношению к показателям прошлого года.

— Вас интересует строительство генерации в Тамани?

— Пока мы не рассматриваем для себя возможность участия в этом проекте.

— Вне зависимости от того, какие условия будут предложены?

— Про строительство электростанции на Тамани говорить сложно, так как непонятно, каковы исходные параметры проекта. Какой эталонный CAPЕX, какие сроки строительства, кто построит инженерную инфраструктуру, кто синхронизирует все работы по проекту. Это непростая задача. Те условия, которые сейчас предлагаются, отпугнут инвесторов. Я считаю, что для этого проекта должны быть корректные экономические условия и сроки.

— Публичное размещение акций осталось в каких-то планах?

— Сейчас достаточно благоприятная ситуация для скупки акций генерирующих компаний с прицелом в перспективе на переход на единую акцию. С моей точки зрения, рынок акций электроэнергетических компаний на дне и можно договариваться с потенциальными продавцами. Мы думаем над этим. Далее мы можем выходить на IPO ГЭХ как единая операционная компания.

— То есть IPO все же будет?

— Мне бы очень хотелось попробовать реализовать этот проект, причем желательно на азиатских рынках. Последние контакты с азиатскими инвесторами показывают их интерес к российской электроэнергетике. Понятно, что 2016 год на сегодняшний день вряд ли реалистичен, возможный срок — 2018 год, когда у нас будет максимальный уровень EBITDA и прибыль в контролируемых компаниях. Мы сможем твердо гарантировать потенциальным инвесторам определенный уровень дивидендов, гарантировать, что ниже определенного уровня мы не опустимся — например, 25% от прибыли по МСФО. Сейчас мы таких обязательств дать не способны, но к 2017–2018 годам сможем.

— Когда можно ожидать решения по переходу на единую акцию?

— Его мы огласим, когда договоримся с миноритариями.

— Финский Fortum, владеющий миноритарным пакетом в ТГК-1, заблокировал сделку по продаже петербургских теплосетей городу. Вы понимаете, какой логикой он руководствовался?

— Логика Fortum мне непонятна. Убыточная компания (речь идет о подконтрольном ТГК-1 ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга».— “Ъ”), имеющая большую долговую нагрузку, необходимость инвестировать по 5–7 млрд руб. в год при наличии источника в тарифе на 1,5–2 млрд руб... Я встречался с бывшим руководителем Fortum Тапио Куллой. Они сказали, что сами заинтересованы в покупке компании, а через три месяца отказались от проекта. Зачастую Fortum, с моей точки зрения, ведет себя крайне неконструктивно.

При этом в устав ТГК-1 менеджментом РАО ЕЭС были внесены изменения, усиливающие роль блокирующего акционера. Не знаю, какие цели преследовало РАО ЕЭС, но сейчас по ряду проектов нас откровенно загоняют в тупик. Они, наверное, сейчас нацелены не на конструктивную работу, как в предыдущие годы, а на то, чтобы заставить нас выкупить по высокой стоимости акции ТГК-1 или получить контроль в гидроактивах по заниженной стоимости. Другой позиции, другого логического обоснования я не вижу.

Например, когда менеджмент ГЭХ прикладывает огромные усилия, чтобы получить статус «вынужденных» для петербургских ТЭЦ при соответствии этих станций всем критериям, менеджмент Fortum пытался заблокировать решение всеми возможными способами. Блокирование сделки по продаже «Теплосети СПб» привело к тому, что мы не смогли выполнить свое обещание перед акционерами о выплате дивидендов от дохода, полученного от продажи Ондской ГЭС «Русалу». Город сказал: «Вы сделку сорвали, теперь добавляйте деньги и ремонтируйте тепловые сети». И мы добавили деньги из ТГК-1, которые могли бы быть распределены между акционерами.

— Как сейчас продвигается сделка по теплосетям?

— Мы общаемся с вице-губернатором Игорем Албиным, сейчас он формирует свою позицию. Наша позиция — в том, что, если мы хотим, чтобы в Петербурге качественно изменилась ситуация с теплоснабжением потребителей, нужны большие инвестиции, нужны субсидии. Мы одни на себе все это не вытянем ни с точки зрения физических объемов, ни с точки зрения инвестиций. Сегодня у нас так называемый Невский филиал ТГК-1, куда входят все ТЭЦ Санкт-Петербурга, убыточен. Мы закрываем эти убытки работой других электростанций, входящих в ТГК-1. Пришло время определиться: либо купите у нас ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга», либо увеличивайте тариф на тепло опережающими темпами, погасите дебиторку управляющих компаний и бюджетных предприятий, платите субсидии. Эти мероприятия также можно делать за счет увеличения доли города в «Теплосети». Мы открыты к любым предложениям.

— В декабре Fortum объявил о соглашении с ГЭХ о том, что совместно с «Росатомом» выкупит у ТГК-1 все ее ГЭС. Эта сделка все же существует или нет?

— Сделка подразумевает под собой проведение оценки, устраивающей покупателя и продавца, правовой и прочих проверок, заключение соглашения акционеров, согласование в антимонопольном органе и так далее.

— То есть та конструкция, о которой рассказывала финская компания, на самом деле сделка между Fortum и «Росатомом» и никак не согласована с ГЭХ?

— Мы не отказываемся работать, пытаться найти общий язык. Но тем не менее это взаимоотношения двух коммерческих компаний. Кроме того, это государственное разрешение на осуществление этой сделки — в лице как антимонопольной службы, так и комиссии по иностранным инвестициям, чтобы государство дало свое добро на эту сделку. Очень важным является и мнение субъектов РФ, следует учесть мнение губернаторов.

— Зачем вам продавать ГЭС?

— У нас сегодня желания продавать нет. Мы понимаем, что это достаточно прибыльный актив. В ТГК-1 реализуется масштабная программа модернизации ГЭС, от которой мы не собираемся отказываться даже с учетом сегодняшней непростой ситуации. Но мы готовы выслушать предложения от заинтересованных инвесторов.

— Как складывается ситуация в тепловом сегменте?

— Она достаточно непростая, высокий уровень задолженности потребителей, и кардинально ничего не улучшается. Боимся существенных ухудшений.

— По итогам 2015-го?

— По итогам 2014 года мы не видели улучшения ситуации, 2015 год тоже пока не радует. Кроме того, регулирование тарифов начинает поджиматься ограничением платежа гражданина, что может сулить дальнейшие неприятности. Результатом может стать разрыв между тарифом, выставляемым населению, и экономически обоснованным тарифом, что приведет к увеличению дебиторской задолженности. По идее, эту разницу должны покрывать субсидии субъекта РФ, но не везде это возможно.

Я считаю, что мы слишком увлеклись с «альтернативной котельной» (модель регулирования, которая предполагает отмену тарифов на тепло, за исключением предельной цены, формируемой от себестоимости строительства собственной котельной.— “Ъ”). Этот путь изначально был обречен на провал. Два года, потраченные на обсуждение, привели к тому, что мы серьезно удалились от решения проблем в тепле. Это стратегическая ошибка, потому что решение предусматривало агрессивный рост тарифов на тепло в отдельных регионах и фактический отказ от регулирования рынка государством. Мы с 2003–2005 годов пытаемся заставить государство отказаться от регулирования в электроэнергетике, и у нас мало что получается. А тепло в нашей стране является гораздо более социальным продуктом, чем электроэнергия. И было понятно, что государство не откажется регулировать тарифы на тепло!

— Так модель плохая или оптимизм избыточный?

— Идеологически была допущена ошибка, в результате потрачено много времени, значительные ресурсы на подготовку нормативной документации, аналитические работы и так далее, а на выходе — ноль. Государство не откажется от регулирования тарифов на тепловую энергию. Это надо воспринимать как данность. Никогда не откажется — будь то 2015 год или 2018-й. Влиять всегда будет. Исходя из этого нужно разрабатывать новые проекты долгосрочного регулирования тепловой энергии и доносить до руководства страны и регионов наиболее проблемные точки. И конкретно по этим точкам решать вопросы. И потом переходить на долгосрочное регулирование тарифов на тепло. Государству надо срочно решать проблемы дебиторки в газе, электроэнергии и тепле. Если этого не сделать в ближайшее время, пусть и болезненными методами, то мы рискуем резким снижением надежности энергоснабжения потребителей.

Нужно решать вопрос с низкой тарифной базой в отдельных регионах. Мне кажется, иногда нужно смотреть не на проценты роста, а на реальные цифры и сравнивать их с соседними областями. Тогда эта проблема будет решаться быстрее. Нужно запретить снижать тарифы в случае, если теплоснабжающая компания выполнила мероприятия по оптимизации затрат. Сейчас в любой момент это могут вырезать из тарифа.

Мне кажется, если бы мы занимались не виртуальной котельной, а реальными проблемами, которые стоят перед теплоснабжающими организациями, то, наверное, за два года нам бы удалось решить значительную часть этих проблем.

— То есть выход — это долгосрочное тарифное соглашение?

— С моей точки зрения, иного выхода нет. Сегодня мы с Москвой обсуждаем заключение долгосрочных соглашений, чтобы и МОЭК, и «Мосэнерго» могли планировать свою долгосрочную деятельность и город понимал среднесрочные изменения тарифов на тепло. Мы считаем, что юридическая основа для этого соглашения есть. Сейчас мы готовим наши документы и наши предложения по заключению сначала трех- или пятилетнего, потом, может быть, и более долгосрочного соглашения. Если мы этого добьемся, то никакие альткотельные в принципе не нужны.

Интервью взяла Наталья Скорлыгина