«Русгидро» занимает 4-е место в России по выработке электроэнергии и первое – по установленной мощности, а в мире она третья по установленной мощности среди гидрогенерирующих компаний. Компания специализируется на гидрогенерации, но сейчас ей приходится заниматься развитием Дальнего Востока – «РАО ЭС Востока» стало ее дочерней компанией, – модернизировать непрофильные угольные ТЭЦ и строить планы по газификации регионов. Гендиректор «Русгидро» Николай Шульгинов согласен с таким решением главного акционера – государства: «Эффективнее, когда ответственность передается госкомпаниям, а не создаются какие-то отдельные бюджетные структуры и инструменты контроля за ними».
Выходец из Системного оператора Шульгинов возглавил «Русгидро» три года назад и принял нелегкое наследство: приходится до сих пор «вычищать скелеты из шкафов» за своим предшественником Евгением Додом, обвиняемом в мошенничестве, и принимать решения по крупным авариям прошлых лет. До сих пор не ясно, возможно ли восстановить Загорскую ГАЭС – 2, которая простаивает со времени аварии 2013 г. Шульгинов не исключает, что проект, в который вложено 70 млрд руб., может быть закрыт. Зато закончилась многолетняя история ремонта Саяно-Шушенской ГЭС – станция окончательно восстановлена в ноябре 2017 г.
В апреле этого года попал под санкции минфина США один из основных потребителей «Русгидро» – UC Rusal, с которой запущено несколько больших проектов. Один из них – достройку Тайшетского алюминиевого завода – совет директоров «Русгидро» одобрил всего за несколько дней до введения санкций.
Николаи Шульгинов
гендиректор «Русгидро»
Родился в 1951 г. в Ставропольском крае. Окончил Новочеркасский ордена Трудового Красного Знамени по- литехнический институт им. Серго Орджоникидзе по специальности «электроснабжение промышлен- ных предприятий и городов». Кандидат технических наук
1975 после службы в армии начал работать инженером в пяти- горском отделении института «Сельэнергопроект»
1976 работал в «Ставропольэнерго» (Пятигорск), занимал должности от инженера до начальника центральной диспетчерской службы
1998 заместитель директора филиала РАО «ЕЭС России» – Объединенного диспетчерского управления Северного Кавказа
2002 член правления, директор по техническому аудиту Системного оператора – Центрального диспетчерского управления ЕЭС
2004 заместитель, затем первый заместитель предправления Системного оператора ЕЭС
2015 в октябре избран председателем правления – генеральным директором «Русгидро»
– Вернемся на три года назад. Для многих игроков рынка и аналитиков ваш приход в компанию был неожиданностью. Можете рассказать, как это произошло?
– Не мне об этом говорить, но подтверждаю, что приход был неожиданным. Конечно, сначала [после предложения] был шок. Почему, зачем? Мне это сначала показалось даже не очень интересным. Но я долго работаю в энергетике и понимаю, что в новой работе нужно находить интерес и вызовы. Ежедневно вникая во все проблемы, меняя все, втягиваешься. И когда видишь, как что-то получается, становится интереснее. А если что-то не получается, начинаешь себя заводить: «Ну как же так, надо делать быстрее, умнее!»
– Какие задачи вы ставили перед собой? Что удалось решить? Что было самым сложным?
– Скорее всего, самым сложным было перенастроить менеджмент – исполнительного аппарата, филиалов и подконтрольных «дочек». Заниматься повышением эффективности. То есть, если по-простому, перейти от исходного состояния «все хорошо – ничего не надо менять» к состоянию «нужно менять все или почти все». Усиливать ответственность, менять стратегию группы компаний, структуру, мотивацию, закупочную деятельность, управление стройками, систему внутреннего аудита – делать ее более независимой. Бороться с проявлениями коррупции, злоупотреблениями. Все это нужно было делать. И мне кажется, что мы за три года многое уже сделали. Но об этом не мне судить.
Первое, точно – это мы приняли новые программные документы, включая стратегию развития группы «Русгидро», где отдельным блоком появилась энергетика Дальнего Востока. Приняли программу инновационного развития, обновили программу технического перевооружения и реконструкции.
Мы изменили структуру исполнительного аппарата, интегрировав в нее аппарат «РАО ЭС Востока», который был отдельной структурой, в Москве. С сокращением численности и экономией затрат 800 млн руб. в год. При этом мы повысили ответственность людей в исполнительном аппарате [«Русгидро»] за все, включая Дальний Восток. Есть также отдельный дивизион по Дальнему Востоку.
Мы изменили систему мотивации менеджмента, вынесли ее на совет директоров, конкретизировали, приняли лучшие практики, даже нанимали независимых консультантов.
Поменяли закупочную деятельность – централизовали, включая закупки дальневосточных компаний. Это привело к снижению издержек – 18–20 млрд в год. До этого закупки всегда подвергались критике. Почему я так думаю? Потому что мне некоторые руководители других бизнесов говорят: «Теперь к вам можно зайти, можно работать». Это уже другая оценка.
Мы изменили систему управления стройками. У нас в КПЭ теперь заложена ответственность за ввод объектов, в том числе строек по указу президента. Хотя со стройками, как везде со стройками в России, есть свои проблемы. Но строим и вводим. Благовещенскую ТЭЦ и Якутскую ГРЭС-2 построили, Сахалинскую ГРЭС-2 достраиваем, скоро пустим, пуск ТЭЦ в Советской Гавани – в 2019 г. Это только стройки по указу президента.
Мы в 2016 г. приняли программу снижения издержек, операционных и инвестиционных. Согласовали ее с Министерством экономического развития, потом вынесли на совет директоров и сейчас работаем по ней. Тяжело идет, но эффект есть по всем направлениям: более 14 млрд руб. за два года только на оптимизации операционных затрат.
– То есть наводили порядок, как и обещали тогда, после прихода в «Русгидро»?
– Порядок в чем: нужно повышать операционную, инвестиционную и финансовую эффективность. Нельзя считать, что денег много, что их хватит на всё и вся. Пришлось объяснять, что это деньги потребителей и акционеров, поэтому ты должен понимать, что можно и нужно сделать сегодня, а что можно сделать позднее. Это такой инженерный подход к управлению.
Что касается производственно-финансовых показателей, выручка растет. Это связано с хорошей водностью на ГЭС в последние три года, ростом энергопотребления на Дальнем Востоке и в целом по стране. Поэтому нужна выработка – и на тепловых станциях, и на ГЭС.
Для этого строим и модернизируем. За три года мы ввели более 660 МВт мощности. Завершили восстановление Саяно-Шушенской ГЭС и строительство Богучанской ГЭС. И в планах ежегодные вводы. В сентябре планируем ввести ТЭЦ «Восточная» во Владивостоке на газе, 139,5 МВт. Очень нужная станция. Есть и другие планы на ближайший год – Зарамагская ГЭС-1, третий агрегат Усть-Среднеканской ГЭС, малые ГЭС на Кавказе.
– Вы следите за судьбой вашего предшественника?
– Нет, но я знаю, что расследование не закончилось. Будет, наверное, какой-то процесс. Я какие-то скелеты в шкафах нахожу и вычищаю их без разбора и идентификации. Я пришел сюда сделать то, что должен.
– У компании есть прогноз итогов 2018 г. по выручке, EBITDA, чистой прибыли?
– Мы не даем публичных прогнозов. Но я точно могу сказать5 выручка вырастет по сравнению c прошлым годом и EBITDA будет не хуже, а лучше. У нас увеличилась выработка за восемь месяцев более чем на 4,5% по сравнению с таким же периодом прошлого года, по гидростанциям это плюс 3,3 млрд кВт ч. Чистая прибыль до обесценения основных средств будет выше, после – пока не берусь прогнозировать, она зависит от расчета будущих денежных потоков от эксплуатации вводимых объектов и от установленных для них тарифов.
– Известно, что сегодня на дивиденды влияет ряд убыточных факторов: списание основных средств по Якутской ГРЭС – 2, дисконт «Интер РАО» и др. Будет меняться дивидендная политика?
– Пока не будет, останется 50% прибыли по МСФО. Единственное – мы приняли решение перейти на оценку основных средств по исторической стоимости, это немного уменьшит величину обесценения, потому что не будет роста амортизации и суммы обесценения в связи с переоценкой. Если бы у нас не было обязательств по развитию Дальнего Востока, мы бы могли думать об изменении дивидендной политики. С одной стороны, государство иногда дает нам деньги на развитие энергетики Дальнего Востока, а с другой – мы же ему их и отдаем в виде дивидендов. Для нас дивиденды тема архиважная. Нам очень хотелось бы дивидендов платить побольше, но нужно искать другие пути. Убыток от обесценения из-за отсутствия механизма возврата вложенных инвестиций на Дальнем Востоке давит на нас. Но я надеюсь, что это не бесконечный процесс.
ПАО «Русгидро»
Энергохолдинг
Акционеры (данные компании на 30 июня 2018 г.): Росимущество (60,6%), Банк ВТБ (13,3%), ООО «Авиатранс» (6,1%, принадлежит «ВСМПО-Ависма»)
Капитализация – 266,3 млрд руб.
Финансовые показатели (МСФО, первое полугодие 2018 г.) : выручка – 180,9 млрд руб., чистая прибыль – 36,7 млрд руб.
Выработка электроэнергии (2017 г.) – 140,29 млрд кВт ч.
Объединяет более 90 объектов возобновляемой энергетики. Установленная мощность электростанций холдинга – 39,06 ГВт (на 1 июня 2018 г.).
– Также аналитики говорят, что ваши акции «Интер РАО» были проданы с дисконтом. Почему?
– Аналитики должны знать, что, когда ты выбрасываешь большой пакет акций на рынок, цена сразу падает. Когда ты договариваешься с партнером, ты понимаешь, что по вчерашней цене акции уже не продашь. Выбрось их на рынок и получишь на 15–20% меньше. Росимущество, которое готовило директиву по этой сделке, также задавало этот вопрос, мы все объясняли. Мы же не просто принимаем решение, мы получаем директиву, которую проверяют, оценивая все обстоятельства. Можно постоянно договариваться, этот процесс может быть бесконечным. В то же время для нас этот актив был непрофильным, а деньги нам нужны.
«Русгидро» отправили далеко на Восток
– Вы в прошлом году начали реструктуризацию долга «РАО ЭС Востока». Какая долговая нагрузка и структура долга у компании сейчас?
– Проблема высокой закредитованности энергокомпаний «РАО ЭС Востока» давила на финансовые показатели всей группы «Русгидро» и снижала возможности аккумулировать и привлекать ресурсы для развития. Сделка с банком ВТБ в марте прошлого года позволила реструктуризировать 55 млрд руб. долга, направить сэкономленные на процентах средства на строительство, инвестиционные проекты, повышение надежности. Мы считали, такой эффект может достигнуть 14 млрд руб. за пять лет действия контракта. Сегодня группа «Русгидро» имеет качественно другой финансовый профиль: мы добились снижения долговой нагрузки за три года более чем в 2 раза. Финансовый долг группы по кредитам и займам сегодня порядка 170 млрд руб., из них немногим более 46 млрд – это задолженность дальневосточных энергокомпаний по кредитам, взятым в основном в госбанках под наше поручительство. Еще 84 млрд руб., в том числе 55 млрд из средств ВТБ, – их долги перед «Русгидро» по внутригрупповым займам. Мы подставляем свое финансовое плечо дальневосточным «дочкам» для привлечения необходимых средств по ставкам, доступным для «Русгидро». Общий уровень нашей финансовой поддержки энергокомпаний Дальневосточного федерального округа (ДФО) в виде поручительств и займов составляет около 85% от общего долга «РАО ЭС Востока».
Несмотря на значительное сокращение кредитной нагрузки дальневосточных энергокомпаний, мы продолжаем жестко контролировать прирост их долгового портфеля. По большинству дочерних компаний нам удалось стабилизировать уровень долга, а в отдельных компаниях даже существенно его снизить.
– Оставшиеся на компаниях «РАО ЭС Востока» кредиты вы планируете тоже перевести на себя?
– Возможность такую рассматриваем, смотрим каждый кредит, есть ли штрафы за досрочное погашение. Если рефинансирование будет эффективным, то постепенно переведем.
– Если говорить о форвардном контракте «Русгидро» с ВТБ, на этот пакет также претендовали японцы. Выбор был остановлен на ВТБ из стратегических соображений?
– Только из экономических. И на такой пакет японцы не претендовали. Были переговоры с японским банком JBIC о покупке 5% наших акций, но условия ВТБ оказались лучше, а покупаемый пакет больше, а значит, и объем привлекаемых средств в разы выше. К тому же японцы формулировали избыточные для такого небольшого пакета акций требования по участию в корпоративном управлении.
– Какова роль государства в этой сделке?
– Вся сделка согласовывалась с государством, мы же госкомпания. Было прописано акционерное соглашение, по которому инвестор согласовывался, выбирался государством. Да и решения по управлению этим пакетом по-прежнему принимаются под его контролем.
– В принципе вхождение иностранного инвестора в «Русгидро» возможно?
– Решение официально не заблокировали, к нему можно вернуться при нормальных условиях.
– А вам интересно в перспективе появление стратегического инвестора, партнера, который бы вошел в капитал компании?
– Смотря с какой целью. Нам важны долгосрочные инвестиции, возврат вложенного капитала на Дальнем Востоке. К нам приходят инвесторы – японцы, корейцы, китайцы – хотят построить станцию на Востоке. А там 100%-ное тарифное регулирование. Спрашивают: как мы вернем свои деньги, если там нет возврата инвестиций? И они уходят. Надо условия создавать для инвестора.
– Выкупив все акции допэмиссии «Русгидро», ВТБ стал владельцем 12,9% акций. Вы обсуждаете с банком судьбу этого пакета?
– Еще рано. Более того, это нужно согласовывать с государством, как мажоритарным акционером «Русгидро». Но, я думаю, наша общая задача – искать нового стратега.
– У вас опцион на выкуп этого пакета?
– Но у нас нет обязательств по выкупу – это самое главное. У нас с самого начала этой сделки были хорошие условия: чем лучше мы работаем, выше прибыль и дивиденды, тем ниже объем обязательств перед банком. То есть потенциальные обязательства «Русгидро» снижаются на выплаченные дивиденды ВТБ в период действия форвардного контракта.
– Дальний Восток достался в нагрузку «Русгидро» еще в 2011 г. Все аналитики говорят, что регион вас держит и снижает показатели группы. В прошлом году вы консолидировали всё – и управленческие команды, и финансы «Русгидро» и «РАО ЭС Востока». Это необходимо для реструктуризации долга? Или есть еще какие-то мотивы?
– Развитие Дальнего Востока – это стратегическая задача государства. Ответственность за энергосистему Дальнего Востока возложена на «Русгидро». Думаю, нам поверили, что мы можем там навести порядок и обеспечить развитие и надежность. Объединение с «РАО ЭС Востока» позволило и повысить эффективность управления, и сэкономить на непроизводственных затратах.
Для того государство и сохраняет контрольный пакет в «Русгидро», чтобы иметь возможность решать более важные задачи. Я думаю, так эффективней, когда ответственность передается госкомпаниям, а не создаются какие-то отдельные бюджетные структуры и инструменты контроля за ними.
Конечно, инвесторам хотелось бы претендовать на высокомаржинальную прибыль от гидрогенерации. Но мы группа компаний, «РАО ЭС Востока» – наша практически 100%-ная «дочка», и мы уже давно делаем консолидированную финансовую отчетность группы. По-другому не бывает.
Нет рынка – нет денег
– Один из источников субсидирования энергетики Дальнего Востока – надбавка к цене на мощность в других регионах. Можно ли ее преодолеть и развивать энергетику региона рыночными механизмами?
– Чтобы иметь рыночные механизмы на Дальнем Востоке, нужно там иметь рынок. Электроэнергия и мощность должны стоить столько, сколько они стоят. Пока в регионе 100%-ное регулирование, инвестиционная составляющая в тарифы не закладывается, проценты по кредитам не закладываются, это невозможно.
Если говорить о надбавке, перекладывать нагрузку с одного региона на другой не очень верно, к этим надбавкам привыкают. Так разрушается сама основа рынка. Поэтому надо делать все же избыточную генерацию, делать конкурентный рынок, а там уже снизится и цена на электроэнергию. Обсуждается возможность введения надбавки частично и в энергозонах Дальнего Востока, где тарифы ниже среднероссийских. Я лично эту идею считаю справедливой в текущей ситуации. Ну и, конечно, отдельная задача – субсидирование населения.
– Большинство энергетиков считают субсидирование населения проблемой, а не задачей.
– Любое перекрестное субсидирование должно быть в конечном счете ликвидировано, но сейчас это невозможно.
– Минэкономразвития предлагало создать третью ценовую зону или присоединить Дальний Восток к одной из имеющихся. Как вы оцениваете это предложение?
– Этикетку «третья ценовая зона» можно повесить хоть сегодня, но ничего не произойдет и не поменяется. Правильно же вы говорите – «предлагают создать», для этого должны быть условия: рыночные механизмы, конкуренция. Нужны новые электростанции, чтобы между ними была конкуренция, нужно сетевое строительство, чтобы снять ограничения по передаче электроэнергии. Сегодня при имеющейся структуре генерации и сетевых ограничениях о третьей ценовой зоне можно только мечтать. Но к ней нужно стремиться, иначе Восток так и будет находиться в дискриминационном положении, будет функционировать на каких-то эксклюзивных условиях.
– Что вы думаете о введении долгосрочных тарифов для Дальнего Востока, нужны ли они вашим энергокомпаниям?
– Нам важно понимать долгосрочные условия. Сейчас власти устанавливают для нас годовые тарифы. Например, мы запустили программу снижения издержек на электростанциях Дальневосточной генерирующей компании (ДГК), добились успеха, но на следующий год нам эту экономию вырезают из тарифа. Долгосрочный тариф, учитывающий экономически обоснованные затраты, позволит направлять экономию от сокращения затрат на инвестпроекты или техперевооружение. Это позволит планировать работу на среднесрочную перспективу.
А сейчас как формируется тариф? С 2010 г. тарифная база ДГК не пересматривалась, только индексация по инфляции. И дальневосточная генерация все эти годы постоянно накапливает убыток. Мы пытаемся эту ситуацию изменить. Может быть, при установлении долгосрочного тарифа для неценовой зоны и базу поменять в разумных пределах, а для снижения тарифной нагрузки на потребителя применить сглаживание в течение первого долгосрочного периода (три года).
– Инвестиционная составляющая должна быть в этом тарифе?
– Какая-то должна быть. Иначе в регион инвесторы так и не придут.
– Но пока по этой составляющей еще не решили?
– Еще многое не решили, но иметь долгосрочный тариф – это уже аксиома, чтобы можно было планировать жизнь компании, обновление оборудования, станций.
– Сегодня обсуждается программа модернизации имеющихся мощностей. Уже понятны объемы, с которыми группа будет заявляться на участие в программе? И сколько всего денег необходимо на обновление мощностей?
– Мы заявились для участия в программе, получили поддержку на многих уровнях. Вопрос с объемами и стоимостью модернизации еще обсуждается. Мы понимали: нам не дадут все, что нам надо. И определили самый минимум: новое строительство – Хабаровская ТЭЦ-4 344 МВт, Артемовская ТЭЦ-2 455 МВт, вторая очередь Якутской ГРЭС-2 144 МВт. При этом старые, крайне изношенные мощности Хабаровской ТЭЦ-1, Якутской ГРЭС и Артемовской ТЭЦ надо выводить из эксплуатации. И еще нам нужна серьезная модернизация оборудования Комсомольской ТЭЦ-2 и Владивостокской ТЭЦ-2. Это минимум. Мы считали – капитальные расходы составят порядка 153 млрд руб. Но будем работать с тем, что выделят. Одно дело – поменять оборудование, другое дело – всю инфраструктуру, схему выдачи электрической мощности, золоотвал.
– На Дальнем Востоке у вас сегодня в основном угольная генерация.
– Да, в основном угольная. В топливном балансе 63% уголь, но ТЭЦ «Восточная» и первую очередь Якутской ГРЭС-2 мы построили на газе, Анадырскую ТЭЦ газифицируем. Якутская ГРЭС-2 – и вторая очередь будет на газе. Артемовская ТЭЦ-2 будет угольной. Хабаровскую ТЭЦ-4 мечтаем построить на газе, потому что с экологией в Хабаровске плохо. Есть вопросы газификации в целом во всех регионах Дальнего Востока – в Камчатском, Хабаровском, Приморском краях, но мы над этим работаем.
– Но это вопрос перспектив. А вот сегодня, насколько компания чувствительна к росту цен на уголь?
– Очень чувствительна. Рост цен в тарифе нам закладывают по индексу-дефлятору Минэкономразвития около 2%. Со следующего года может быть чуть больше. При этом цены на уголь и в 2017 г., и в 2018 г. выросли в среднем на 20% в год. Делали закупку уже на следующий год, первый этап торгов – рост 23%. Это несоизмеримый рост, для нас это большая проблема. Мы обсуждали это с ФАС, как нам в тарифе учитывать затраты на топливо. Еще года два назад я предлагал ввести экспортные пошлины на уголь, меня тогда ругали все. Сейчас, я думаю, все же нужно какие-то меры принимать. Правительство ведь реагирует, например, на рост цен на бензин. И по углю надо либо принимать меры, либо потребитель должен выдержать рост тарифов. С другой стороны, мы же объявили, что мы делаем Дальний Восток инвестиционно привлекательным, поэтому повышение тарифов – вопрос непростой. Но об этом нужно думать, решать проблему. Можно, конечно, мечтать: вдруг цены на экспортный уголь упадут. Но вряд ли – прогноз хороший, спрос высокий.
– Очень сложная тема – газ на Дальнем Востоке, он там вроде есть, но потенциальные потребности слишком велики, и баланс газа не сходится.
– Есть тема газификации ДФО, и в каждом регионе – на Камчатке, в Хабаровске, Приморье, на Сахалине – разные вопросы про газ. Сейчас над комплексным планом газификации идет работа. На Камчатке есть проблемы со снижением добычи газа, но, может быть, появится сжиженный газ «Новатэка». По Хабаровскому краю проблема – не гарантированы поставки газа с Сахалина после 2025 г. Надо комплексно анализировать ситуацию, смотреть, какие есть потребители, в том числе объекты энергетики, и есть ли у газодобывающих компаний обязательства по газификации ДФО. Это и решение экологических проблем Дальнего Востока.
– Вы заявляли, что «Русгидро» не поддерживает предложение «Россетей» о передаче им активов Дальневосточной распределительной сетевой компании (ДРСК). После этого гендиректор «Россетей» Павел Ливинский говорил, что покупка ДРСК позволила бы подтянуть актив к средней температуре по больнице. Вы это опровергли, но для чего было сделано такое заявление, как думаете? Почему возникли эти расхождения?
– Вы у меня спрашиваете? Давайте так. ДРСК работает хорошо, по ряду серьезных показателей у нас результаты лучше. Производительность на одного человека выше, потери ниже, а условия тяжелые – то наводнения, то пожары, то тайфуны бесконечные. Так что они не наши показатели подтянут, а свои улучшат. Ну и вообще, в сетевой отрасли нужен бенчмаркинг.
ДРСК – наша самая прибыльная компания в ДФО. Ее результаты отражаются в прибыли группы по МСФО. Больше прибыль – больше дивидендов мы платим. А это уже обязательства и по форвардному контракту. Без ДРСК это ухудшение финансового состояния группы – это нам зачем?
Далее, у «Россетей» какая модель управления? Они же корпоративно управляют, за управление берут деньги со всех МРСК. И с ДРСК будут брать, а мы не берем. Это будет хуже для потребителей, тариф увеличится.
Не люблю я таких публичных необдуманных заявлений, надо сначала обсуждать, а потом заявлять, если есть о чем. В этом случае не о чем.
– С Дальним Востоком все понятно, давайте о других проектах…
– Хорошо, что вам понятно, потому что нам не очень. (Смеется.)
Проекты с UC Rusal
– В 2016 г. UC Rusal предложила вам принять участие в достройке Тайшетского алюминиевого завода. Участие «Русгидро» называлось условием финансирования проекта со стороны банков. На каком этапе находится сделка? Повлияли на ее параметры санкции в отношении UC Rusal? («Русгидро» получит 50% в проекте за $388 млн, заплатив в рассрочку $88 млн и оплатив остальное 42,75% акций Иркутской электросетевой компании и будущими дивидендами завода. Кроме того, $940 млн для проекта могут предоставить ВЭБ и госбанки.)
– Мы уже обсуждали это на двух советах директоров «Русгидро» в прошлом году и в апреле 2018 г. Совет директоров определил условия, при которых мы можем войти в проект, не ухудшая финансовое состояние группы «Русгидро». В этом плане у нас ничего не изменилось. Главное условие – проектное финансирование строительства, сейчас банки обсуждают эту тему. Есть другие условия, но над ними никто еще не работает, потому что ситуация не развивается. Поэтому мяч пока на стороне UC Rusal, на стороне банков, которые тоже изучают ситуацию с санкциями. Мы тоже изучаем ситуацию. Если будет движение, будем возвращаться к обсуждению проекта осторожно, но только при условии, что финансовое состояние «Русгидро» не ухудшится. Ранее представленная бизнес-модель проекта неактуальна, существенно изменились и требуют повторной актуализации все ключевые параметры.
– Минфин США отодвигает решение по ходатайству UC Rusal об отмене санкций, сейчас дедлайн перенесли на 23 октября. Вы следите за этим или просто отложили в долгий ящик – решат проблему, тогда возвращаемся?
– Мы же не можем повлиять на решение по санкциям. Если бы могли, тогда бы следили.
– Какова судьба Богучанского алюминиевого завода (БоАЗ) в свете санкций? Планируете ли достраивать завод до проектной мощности? (БоАЗ вместе с Богучанской ГЭС входит в совместный проект UC Rusal и «Русгидро» – Богучанское энергометаллургическое объединение, БЭМО; компании владеют им на паритетных началах.)
– Я думаю, что нет. Половина БоАЗа будет достроена к началу следующего года, и все, будем думать о Тайшете, потому что у него технология лучше, эффективней. Мощность БоАЗа будет 300 000 т в год. Богучанская ГЭС достроена полностью, работает на проектной мощности.
– Какие-то риски для себя видите в связи с санкциями в отношении UC Rusal? Это же один из ваших крупнейших потребителей.
– Конечно, плохо, если снижение производства алюминия приведет к снижению электропотребления. Мы не сможем повлиять на эту ситуацию. Но по крайней мере будем осторожничать при принятии решения по следующему заводу. Надо учитывать все обстоятельства.
– UC Rusal вас не просила дать дополнительный дисконт? Поддержать отечественного производителя?
– Нас все периодически просят, но мы работаем по правилам рынка.
– Тем не менее «Русгидро» сделала скидку при возобновлении производства Волгоградского алюминиевого завода.
– Это уникальный проект, в нем участвуют три стороны: администрация области, UC Rusal и мы. UC Rusal получила скидку от нас по тарифу и запустил завод, мы получили налоговые льготы [от областной администрации]. В результате предприятие работает, рабочие места появились, налоговые отчисления в бюджет Волгоградской области увеличились. И все оказались в выгоде. В договоре с UC Rusal четко прописано, что скидка не может быть выше налоговых льгот нам.
– Не рассматриваете возможность распространить эту практику на другие заводы?
– Для этого должны выдерживаться определенные условия. Это должен быть крупный новый инвестиционный проект, т. е. новый потребитель, а субъект [Федерации] должен дать налоговые льготы. Пока желающих нет, как появятся – будем работать.
Импортозамещения пока не хватает
– Понятно, что вы находитесь в рублевой зоне и, в принципе, энергетиков санкции напрямую не касаются. Пока ни одна из энергетических компаний в санкционный список не попала. Но вот сопутствующее ослабление рубля – для вас это проблема?
– Мы не делали оценок по ослаблению рубля. По поводу влияния – есть неприятные моменты для энергетики и для нас тоже, потому что часть оборудования – устройства релейной защиты, выключатели различные, IT – у нас пока не производится. Комплектные распределительные устройства 500 кВ, 330 кВ импортные. Но наши заводы начинают осваивать новое производство. Например, КРУЭ-110 начинают делать. У нас есть украинские трансформаторы, ABB и др. Сейчас наши заводы выпускают трансформаторы не хуже. Всем известна история с турбинами Siemens, потому что у нас пока нет газовых турбин большой мощности. В программе модернизации тепловой энергетики будут преференции для тех, кто ориентируется на отечественное газотурбинное оборудование. Так что перед заводами такая задача поставлена.
– Один из популярных вопросов в разных отраслях – уровень локализации производства. У вас есть такой маркер?
– У нас есть программа импортозамещения, в ней предусмотрено, что к 2023 г. доля импортного оборудования должна составлять всего 20%. Генераторы, турбины у нас производят. Что касается IT, программного обеспечения, то это общая проблема. Нужно развивать эти сферы. Такие поручения есть, и мы надеемся на их реальное выполнение.
– «Силовые машины» заявляли, что могут сделать турбины большой мощности вплоть до 160–185 МВт. Но им на эту программу нужно много лет, и они просят гарантировать им рынок. А вы на их программу рассчитываете?
– По большим газовым турбинам – нет. У нас доля газа небольшая, на Дальнем Востоке большие турбины ставить нельзя, потому что это изолированная система. Поставь одну большую турбину в изолированном энергорайоне – и, если она отключилась, может возникнуть серьезная авария.
Что будет с Загорской ГАЭС
– Планирует ли компания достраивать Загорскую ГАЭС – 2? Есть решения по срокам, вариантам восстановления, источникам инвестиций?
– Мы с осторожностью подходим к этому проекту. Мы провели исследование на опытной площадке: делали компенсационное нагнетание специальных смесей, подняли опытную площадку на 40 см. Можно весь корпус поднять, но у нас нет практики, чтобы такие большие объекты в условиях динамических реверсивных нагрузок работали на модифицированном грунте. Мы изучаем, сможет ли такой грунт без деградации выдержать такие нагрузки на всем жизненном цикле станции.
Нужно принимать решение осознанно, потому что в строительство вложено много денег. После окончания исследований будем выносить результаты на научно-технический совет и потом принимать решение. Но станцию нельзя держать в непонятном положении, поэтому мы ее временно консервируем.
– Какой-то срок вы ставите – когда примете решение?
– Я думаю, что в течение года примем решение. Мы не сидим на месте, а ведем серьезные исследования, достраиваем КРУЭ 500 кВ. Рядом же действующая ГАЭС. То, что построено, должно работать.
Вообще, если честно, в стране нужны ГАЭС. Мы серьезно в этом плане отстаем от развитых стран. У нас доля ГАЭС 0,6%, а у них уже есть 20%. Европа строит каждый год 1–2 ГАЭС. Это же накопители большой мощности. Для энергосистемы они бесценны с точки зрения мультипликативного эффекта. ГАЭС дают возможность работать в базовом режиме АЭС и крупной тепловой генерации, сглаживать в энергосистеме суточную неравномерность электропотребления. Мы недавно рассказывали об этом в Государственной думе, нас там поддержали.
– То есть вы не исключаете варианта, что «Загорка» будет списана?
– Исключать ничего нельзя, но лучше достроить.
– В 2008–2013 гг. компания потратила на строительство станции около 70 млрд руб. Есть оценка, сколько еще понадобится на достройку?
– Это плавающие цифры, все зависит от варианта восстановления. Одно дело выровнять здание нагнетанием спецрастворов под фундамент, другое – строительство нового здания с переносом оборудования. Ждем результатов исследования и будем принимать решение.
– Вы достраиваете Зарамагскую ГЭС плюс пять станций, которые не относятся к гидроэнергетике. А что еще нового планируете в области гидрогенерации?
– Мы намерены достроить до проектной величины Усть-Среднеканскую ГЭС в Магаданской области. В регионе есть развитие золотодобывающей промышленности. Из малых ГЭС в планах Усть-Джегутинская, Барсучковская, Верхнебалкарская на Северном Кавказе. Они по 5–10 МВт. Еще в ближайших планах две Красногорские ГЭС по 25 МВт. Сейчас нет спроса, чтобы принимать решения по строительству крупных станций, ввязываться в долгие стройки. Для этого нужен крупный потребитель, как, например, БоАЗ в проекте БЭМО.
Но мы считаем, что лучше будем заниматься малыми ГЭС. Нам нужно и старые малые ГЭС делать более современными, автоматизированными. Пока малые ГЭС иногда работают в убыток, потому что мы содержим персонал, охрану, а это 80% себестоимости. Нужно сделать их компактными, без обслуживающего персонала, уменьшить объем охраны, мероприятий по безопасности, тогда они будут более эффективными.
– В конце прошлого года вы сообщили, что «Русгидро» может закрыть сделку по продаже Севано-Разданского каскада ГЭС в Армении в 2018 г. Почему решили продать актив? И на каком этапе находится сделка?
– На том же. У нас есть решение продать ГЭС, потому что для нас это неприбыльный актив, но пока реального покупателя нет. Появляются и уходят.
– А кто приходит?
– Разные. Армянские компании интересовались. Но это не означает, что мы сидим сложа руки и ждем покупателя. Мы все равно работаем там, ищем пути повышения эффективности станций, недавно даже руководителя заменили.
Судебная тяжба
– В июне «Русгидро» начала судебные процедуры в Гааге для возврата средств, инвестированных в строительство Верхне-Нарынского каскада ГЭС в Киргизии. Как идет процесс? (В 2012 г. Киргизия и Россия заключили соглашение о строительстве Верхне-Нарынского каскада ГЭС общей установленной мощностью не менее 191 МВт, где российская сторона была единственным инвестором. Предварительно проект оценивался в $425 млн. В 2016 г. Киргизия расторгла соглашение, объяснив это отсутствием решений по финансированию проектов.)
– Состав третейского суда в Гааге определился. Сейчас мы ждем, что будет уже конкретная работа суда.
– А переговоры с Киргизией вели? Есть результаты?
– Переговоры велись, но результатов никаких. Мы работаем строго по межправительственному соглашению 2012 г. Они в 2016 г. в одностороннем порядке его расторгли и должны теперь выкупить нашу долю – 50% нашей совместной компании, компенсировать нам затраты. Мы законно требуем вернуть наши деньги – $37 млн, выданные в виде займа. И это мы не считаем проценты, готовы пойти на уступки.
Они пытались найти инвестора, который бы выкупил нашу долю, но неудачно.
– Вы не помогали им найти инвестора?
– Говорили, что готовы помогать, но встречного движения никакого нет. Мы открыты для конструктивных переговоров, но конкретного понятного движения навстречу нет.
Возобновляемая энергетика
– Расскажите о программе возобновляемой энергетики, что планируете ввести в ближайшем будущем?
– Про малые ГЭС я рассказал. У нас есть десятки разных проектов по солнцу и ветру в Якутии. Я считаю, что не надо субсидировать развитие солнечной и ветряной генерации в европейской части России, надо делать это на Востоке, в изолированных районах, где нет другого источника, где дорогое дизтопливо. Мы работаем по ветрякам с японскими компаниями в арктическом Тикси. Там уже поставили башни на фундаменты, в следующем году можем их запустить. У нас в Усть-Камчатске реализован проект ветропарка, хотим его развивать. На Чукотке есть планы по установке ветряков, но там может появиться и солнечная генерация.
Такие проекты у нас есть, но не все из них эффективные. Например, стоят солнечные батареи со старыми дизелями. В переменном режиме дизели плохо работают. Нет аккумулирования. А если есть аккумулирование, нет автоматики. Надо делать нормальные, технологически совершенные комплексы. Чтобы было все: солнце или ветер, аккумулирование, современные дизели. Тогда и экономика, и надежность энергоснабжения будут другими. Мы работаем над этим, сейчас хотим посчитать с инвестором экономику вхождения в такие проекты с солнцем, в дальнейшим – с ветром. Если увидим эффект, будем договариваться с регионами о тарифах и будем развивать эту тему.
– Вы наверняка смотрите за новыми разработками в сфере накопителей электроэнергии. Какие считаете самыми перспективными?
– Смотрю. Мне интересен проект гравитационного накопителя электроэнергии, одобренный «Энерджинетом» (план мероприятий Национальной технологической инициативы. – «Ведомости»). В мире в теории такое есть, но на практике нет. А у нас создан прототип в Новосибирске, сейчас в Сколкове хотят построить. Там много ноу-хау, и там работают настоящие энтузиасты, толковые ребята.
– О каких масштабах возобновляемой генерации можно говорить? Индия обещает построить у себя 300 ГВт, Китай – 500. У нас к 2035 г. хотят увеличить еще на десяточку и получить 15 ГВт.
– Это много, объем большой. Вообще надо смотреть на долю в балансе энергосистемы. В Германии – 20–30%, но вряд ли будет 60%, потому что система должна резервировать ВИЭ-генерацию традиционной и диспетчерируемой. Доля ВИЭ в энергосистеме должна быть безопасной, чтобы ее нельзя было просто погасить. Поэтому доля ВИЭ в энергосистеме все равно 20–30%, не более, для обеспечения стабильности работы энергосистемы.
– Появление промышленных образцов высокотехнологичных накопителей решит эту проблему – с пиками генерации и потребления, с нагрузками на сети?
– Это так, но пока у накопителей не такое быстродействие, ведь процессы происходят в доли секунды. Если сделать такие накопители с более маневренными характеристиками, это будет совершенно другой мир. Пока в России приоритет – углеводородная энергетика, газ. Мы сейчас заглядываем в будущее, за 2030-е гг. Главное – не забывать про энергобезопасность, устойчивость системы. Развалить ее легко, а любой мощный блэкаут – это вызов всему государству.