Коротко

Новости

Подробно

"Не думаю, что разумные люди будут предпринимать действия во вред подобному бизнесу"

Глава "Евросибэнерго" Евгений Федоров о партнерах, клиентах и конкурентах

от

"Евросибэнерго", объединяющее энергобизнес Олега Дерипаски, за последние полгода уже дважды отказалось от IPO, зато подтвердило планы по обмену активами с "РусГидро". Госхолдинг может получить в энергокомпании блокпакет. Гендиректор "Евросибэнерго" ЕВГЕНИЙ ФЕДОРОВ рассказал “Ъ”, почему компании сейчас не нужно IPO, как она относится к появлению в капитале основного конкурента и чем китайские стратегические партнеры лучше российских.


— Почему уже который раз переносится IPO "Евросибэнерго"?

— В 2010–2011 годах было скорее некое ожидание IPO в связи с изменениями, которые мы проводили в системе корпоративного управления. Перед "Евросибэнерго" стояла задача приведения компании к тем параметрам, которые позволят ей в ближайшем будущем выйти на IPO. En+ Group как владелец неоднократно озвучивала свои планы, связанные с привлечением во многие бизнесы стратегических партнеров. И стратегическая задача, стоявшая и перед "Евросибэнерго", была не в том, чтобы в какой-то момент разместиться, а в том, чтобы быть полностью готовым к концу 2011 года к размещению, если такое решение будет принято. Мне кажется, что мы эту задачу выполнили процентов на 90 и сейчас имеем систему управления, которая воспринимается международным финансовым сообществом как соответствующая всем необходимым стандартам.

— Но обычно IPO проводится не для того, чтобы улучшить корпоративные стандарты, о которых вы говорите, а для привлечения средств или стратегических партнеров. Из ваших слов можно сделать вывод, что деньги или партнер — это не очень срочная задача для "Евросибэнерго".

— Сейчас "Евросибэнерго" не нуждается в срочном привлечении финансовых ресурсов. Компания генерирует хороший денежный поток, у нас хорошая позиция по возможностям привлечения дополнительного финансирования без IPO, компания способна реализовывать проекты, которые нуждаются в срочном финансировании. У нас есть сильный стратегический партнер — крупнейшая китайская публичная гидроэнергетическая корпорация China Yangtze Power Co, с которой намерены развивать новые энергетические проекты в Сибири.

— А куда должны были пойти основные средства от IPO: на расширение инвестпрограммы или на снижение долговой нагрузки?

— По большому счету у IPO три цели: открытость компании и признание ее международным сообществом, снижение долговой нагрузки и инвестпрограмма. Если решение по IPO будет принято, то средства должны пойти и на погашение долга, и на увеличение инвестпрограммы. Мы будем входить только в те проекты, которые будут экономически целесообразными. Сейчас у нас нет обязательной инвестпрограммы с договорами на поставку мощности (ДПМ), и инвестиции в ближайшие три-четыре года могут сохраниться на уровне 15 млрд руб. в год.

— В дочерние компании "Евросибэнерго" — "Иркутскэнерго" и ОАО "Красноярская ГЭС" — приходит крупный акционер в виде государственной "РусГидро", которая говорила и о своем интересе к обмену этих долей на пакет в "Евросибэнерго". Это связано с переносом IPO?

— В Красноярскую ГЭС "РусГидро" официально зашла около двух месяцев назад, я думаю, что в "Иркутскэнерго", скорее всего, она должна прийти к концу года. Тогда же в результате допэмиссии должно произойти внесение государством плотин ГЭС "Иркутскэнерго" в уставный капитал "РусГидро". Тема возможного получения "РусГидро" пакета в "Евросибэнерго" обсуждается. Но четкой зависимости между принятием акционером решения о выходе на IPO и договоренностями с "РусГидро" нет.

— С вашей точки зрения, возможно ли параллельно и договариваться с "РусГидро" о вхождении ее в капитал "Евросибэнерго", и выходить на IPO?

— Безусловно. Вхождение "РусГидро" потребует изменений в параметрах IPO, но оно вовсе не является исключающим фактором для его проведения.

— "Евросибэнерго" намеревалось при IPO отдать пакет акций China Yangtze Power Company, "РусГидро" претендует на блокпакет. Может получиться так, что нынешние акционеры будут иметь пакет меньше контрольного?

— Объективно говоря, вопрос не ко мне, а к нашему единственному на сегодняшний день акционеру — En+. Все будет зависеть от возможных условий, на которых состоятся эти сделки. Я так понимаю, что контроль в любом случае сохранится за ним.

— Но в любом случае складывается ситуация, когда ваш главный конкурент в области гидроэнергетики может получить блокпакет "Евросибэнерго". Вы видите здесь конфликт интересов?

— Согласен, что в теории ситуация с заходом основного конкурента в капитал компании неоднозначная, и по большому счету с точки зрения экономики она приветствоваться не должна. Но на текущий момент мы не ощутили какого-то дискомфорта. Пока "РусГидро" является акционером только в Красноярской ГЭС, и серьезных изменений по сравнению с ситуацией, когда у нас там был другой крупный акционер, мы не видим. Я не думаю, что будут предприняты действия, связанные с нанесением вреда бизнесу "Иркутскэнерго" или Красноярской ГЭС. В конце концов, у них в "Иркутскэнерго" будет 40% акций, это для "РусГидро" станет весьма значимой частью бизнеса. У "Иркутскэнерго" 9 ГВт гидромощностей, на долю "РусГидро" придется около 3,5 ГВт, что составляет порядка 20% от того, что уже имеет "РусГидро". Я не думаю, что разумные люди будут предпринимать действия во вред подобному бизнесу.

— Но какую выгоду "РусГидро" может получить от владения этими пакетами? Может ли новый акционер влиять на положение "Евросибэнерго" на энергорынке?

— Не в случае с гидрогенерацией. По модели рынка ГЭС подают только ценопринимающие заявки (на объем продаваемой энергии, но без ценовых параметров.— “Ъ”). Ни мы, ни "РусГидро", по сути, не оказываем влияния на цены, складывающиеся на рынке.

— Но на рынке есть еще и прямые договоры с потребителями, доля которых у "Евросибэнерго" всегда была высока. Причем покупателями являются в первую очередь алюминиевые заводы "Русала", также входящего в En+ Group. Не исключено, что у "РусГидро" могут возникнуть вопросы по поводу того, что "Иркутскэнерго" и Красноярская ГЭС могли бы получать от "Русала" больше денег.

— Этот вопрос часто задавали в 2010 году: стоит ли продавать мощность и электроэнергию алюминиевым заводам, выгодна ли эта цена? Сейчас, особенно с апреля 2011 года, ситуация кардинально поменялась: прямые договоры, которые в какой-то момент можно было считать невыгодными, наоборот, приносят больше средств, чем оптовый рынок. Да, в 2010 году "Русал" на этом зарабатывал деньги, но сейчас он на договорах теряет, а мы зарабатываем больше, чем могли бы получать, продавая мощность по регулируемому тарифу.

Это некий правильный сигнал для прочих крупных игроков, что подобные договоры, наверное, и должны быть основой энергорынка. Опять же и органы государственной власти, и Минэнерго, и вице-премьер Игорь Сечин говорили, что прямые договоры должны быть базой свободного рынка электроэнергии. Мы — первый удачный пример взаимовыгодного сотрудничества.

— "Русал" весной жаловался на то, что цены на рынке электроэнергии поползли вверх, что снижает рентабельность алюминиевого производства. Напротив, "Иркутскэнерго" в первом квартале по РСБУ показало значительный рост прибыли. Это связанные процессы?

— Связанные, но только отчасти. "Русал" как был, так и остается нашим крупнейшим потребителем, и цена по этим долгосрочным контрактам, определяемая по прозрачной формуле, несколько поднялась за счет роста стоимости алюминия на бирже. В то же время, если детально проанализировать отчетность "Русала", видно, что цена на электроэнергию, которую поставляют "Иркутскэнерго" и Красноярская ГЭС, не является ключевым фактором роста энергозатрат. Ключевой фактор — это беспрецедентный рост сетевых тарифов, что связано с переходом на RAB-тарифы и с абсолютным хаосом в появлении бесконечных сетевых организаций. Второй фактор — это ДПМ (договоры, гарантирующие инвесторам повышенные доходы для возврата вложений в новые мощности.— “Ъ”). К сожалению, он будет набирать вес в конечном тарифе для потребителя.

— Но пока никакой существенной нагрузки от ДПМ нет просто потому, что новых объектов генерации мало.

— Начиная с 2012 года будет скачкообразный рост. У нас в Сибири вводятся блоки на Харанорской и Гусиноозерской ГРЭС, Абаканской ТЭЦ. Это достаточно резко поднимет цену на электроэнергию. А дальше нас ждет Березовская ГРЭС, Назаровская ГРЭС и так далее.

— Можете оценить вклад ДПМ в рост цен в 2012 году?

— В энергозоне Сибири будет введено порядка 1 тыс. МВт новых мощностей, средняя разница между ценой на старую и новую мощность будет около 1 млн руб. за 1 МВт в месяц, то есть за год в общей сложности потребители заплатят дополнительно примерно 12 млрд руб. Это чудовищная цифра.

— Но при этом вы сами раньше говорили, что хотите заключить ДПМ. Получается, что "Евросибэнерго" и "Иркутскэнерго" хотят создать новые мощности, за счет ДПМ увеличить ценовую нагрузку на потребителей, в том числе на "Русал", и ухудшить ситуацию на энергорынке.

— Нет, мы не хотим, чтобы нам были предложены некие спецусловия на строительство в виде ДПМ. Мы хотели, чтобы была прозрачность в выборе площадок для реализации этих проектов и в стоимости. Я не очень понимаю, почему строятся энергоблоки со стоимостью мощности в 1 млн руб. за 1 МВт в месяц и больше, вместо того чтобы реализовать проекты со стоимостью в два-три раза меньше. Я не приветствую закрытость в принятии этого решения. Мне кажется, что если бы процесс был конкурентным, если бы "Системный оператор" не просто определил площадки и мощности, а попытался все-таки объяснить потребителю, почему это так, то это принесло бы намного больше пользы. Сейчас это некий черный ящик: никто не объяснил потребителям, почему такие площадки, почему такая цена, прислали счета, обязали заключить десятилетние договоры и все. Это вызывает абсолютно обоснованное возмущение.

— Но если говорить о проекте Усть-Кутской (Ленской) ТЭС, которую вы предлагали включить в систему ДПМ, то там тоже возникает вопрос о том, надо ли ее строить. Есть ли в этом регионе потребители?

— Потребители есть, и уже сейчас скрытый спрос, по нашей оценке, порядка 200–250 МВт. Там чудовищная ситуация. Коллеги-энергетики рассказывали, что, когда по БАМу поднимается в гору груженый поезд, отключаются все соседние деревни. В район уже завезено больше 30 МВт дизельных электростанций, которые обеспечивают золотодобычу. Плюс мощнейший сезонный фактор, связанный с электропотреблением на муниципальные и социальные нужды. Сейчас в Бодайбо ограничения — 55 МВт, и на большую часть зимы вынужденно отключаются промышленные предприятия. При этом все знают о проектах, которые планируют и реализуют и "Полюс Золото", и другие золотодобывающие предприятия. Иными словами, первое — нормальная электрификация БАМа, второе — золотодобыча, третье — замещение дизельных электростанций в Усть-Кутском районе.

— Мощность Ленской ТЭС должна быть 1,2 ГВт. Это в пять-шесть раз больше объемов скрытого спроса. Что будет с оставшейся мощностью?

— В перспективе мы ожидаем спрос и на эту мощность. 300–400 МВт просто закроют насущные проблемы и дадут хоть какую-то передышку для развития этой части Иркутской области. Все остальное будет привязано к вводу новых больших энергоемких производств, прежде всего Тайшетского алюминиевого завода, который будет потреблять 1,5 ГВт.

— Для электрификации БАМа и снабжения золоторудных предприятий нужно строительство сетей. Они включены в инвестпрограмму ФСК?

— Да. Есть дисбаланс в инвестпрограммах генераторов и сетевых компаний. У нас вызывает большое удивление то, что в инвестпрограмме ФСК есть строительство подстанций в Усть-Куте и Нижнеангарске и ЛЭП на 500 кВ Усть-Кут—Нижнеангарск. Но при этом генератора, который должен появиться и загрузить эту линию, нет в помине. Для Усть-Кутской ТЭС будут сети на выдачу мощности 300–400 МВт.

— Окончательное решение о строительстве ТЭС уже принято?

— Мы завершаем конкурсный выбор проектировщиков и до конца года подготовим ТЭО. К сожалению, текущая нормативная база — это достаточно изменчивая вещь, которая то стимулирует, то не стимулирует строительство новых мощностей. Но стратегически я уверен, что ТЭС в Усть-Куте появится — благодаря или вопреки. Мы долго думали, нужно ли ждать изменений нормативной базы, нужно ли ждать включения проекта в список ДПМ или в какую-либо ФЦП. И поняли, что нужно запустить проектирование, а не ждать.

— Строительство можно начать в 2012 году, когда будет введен первый блок?

— Если выделять в первый этап одну или две газовые турбины, это можно сделать за полтора года.

— А срок окупаемости понятен?

— Если у нас нет ДПМ, этот проект не окупается. Если мы будем продавать мощность по введенному потолку цен, который в 2012 году будет, наверное, около 150 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, если цена на энергию подрастет в связи с появлением новых потребителей и составит 50 коп. за 1 кВт•ч, проект не будет окупаем.

— "Евросибэнерго" планировало строить Усть-Кутскую ТЭС, а также две ГЭС в Сибири в рамках СП с китайской China Yangtze Power Company. Значит, это и экспортные проекты?

— Мы уделяем этому сотрудничеству достаточно серьезное внимание. Здесь вопрос не только в привлечении китайского капитала, это и возможность организовывать экспорт в Китай, и обмен технологиями (Yangtze Power — оператор крупнейшей в мире ГЭС "Три ущелья"), за счет чего мы видим бурное развитие Сибири. Это наша стратегия движения на Восток. Общий объем проектов, которые мы хотели бы реализовать совместно с партнерами — 10 ГВт. Первый проект — это как раз Усть-Кутская ТЭС. Мы рассматриваем и возможность привлечения китайских субподрядчиков при проектировании.

По ГЭС мы рассматриваем сейчас два проекта мощностью около 2 ГВт, смотрим подходящие створы в Сибири. Я думаю, что в третьем квартале этого года мы уже определимся и поймем, будем ли мы по ним двигаться или нет. То есть сейчас в рамках предметного обсуждения с Yangtze Power у нас около 3 ГВт.

— А как вы планируете осуществлять этот экспорт с учетом того, что нет крупных сетей, связывающих российскую энергосистему с китайской? Строится лишь один переток на Дальнем Востоке, но от вас это тысячи километров.

— Будем сами строить сети. Сейчас у нас идет обсуждение со State Grid Corporation of China (SGCC), это некий аналог ФСК в Китае. Пока стоит вопрос выбора технологии: в Китае эта проблема решена, у них реализованы проекты по передаче мощности на большие расстояния. Например, ЛЭП 800 кВ, передающая порядка 8 ГВт на расстояние в несколько тысяч километров. Вопрос в том, насколько это применимо у нас в таком международном проекте.

Иными словами, техническое решение есть, но нужно окончательно сложить экономику. При этом мы стратегически понимаем, что, наверное, эта экономика должна складываться в силу факторов, связанных с ростом пиковых нагрузок в КНР и с потребностью в ГЭС для покрытия этих нагрузок. Перед Китаем тоже стоит достаточно сложная задача: либо они строят тепловые электростанции, которые не очень эффективно закрывают пиковые нагрузки и создают выбросы CO2, либо вкладываются в гидрогенерацию.

У нас есть несколько рабочих групп со SGCC, которые собираются минимум раз в месяц. Финального решения по срокам строительства, напряжению сетей нет, но мы все ближе и ближе к решению. Олег Владимирович (Дерипаска, владелец En+.— “Ъ”) любит приводить пример, что 15 лет назад никто не верил, что можно построить нефтепровод, который будет из Тайшета нефть качать в Китай, а в прошлом году его открыли. Есть стратегическое понимание того, что для экономики обеих стран этот проект должен быть реализован. Наверное, это не перспектива 2015 года, она более далекая, но чем раньше мы начнем работать над проектом, тем быстрее он будет построен.

— С учетом того что теперь "РусГидро" будет вашим партнером, может быть, имеет смысл с ними заключить партнерство по строительству ГЭС? Чем китайцы в этом отношении лучше?

— Я бы не сказал, что китайцы лучше или хуже. Плюсы "РусГидро" в качестве партнера понятны: это госкомпания с достаточно большими финансовыми ресурсами. В то же время у китайцев есть свои преимущества — в первую очередь это современные технологии проектирования и строительства ГЭС, а также низкая стоимость капитала, который они могут привлекать. Я не исключаю сотрудничества и с "РусГидро", но направление, связанное с партнерством с китайцами, для нас будет оставаться очень важным. Мы уверены, что за этим большое будущее в части развития Сибири и Дальнего Востока.

Помимо строительства ГЭС у нас есть и целый ряд рассматриваемых проектов по организации производства электротехнического оборудования совместно с китайскими компаниями. Мы пытаемся проанализировать реальную потребность сибирского региона с учетом логистики. Наверное, не очень правильно возить в Красноярск и Иркутск трансформаторы откуда-нибудь из Подмосковья, их лучше производить здесь. При этом китайские партнеры добились безусловных успехов, мы закупаем их оборудование и видим, что оно не уступает по качеству ни российскому, ни европейскому или американскому. Мы точно попытаемся обойтись без гигантомании, есть задача просто определить некие ниши, где будет синергия с нашим бизнесом, где есть возможность поставок на внешние рынки.

— Возможна конкуренция с другими аналогичными проектами. ФСК, например, хочет создать в Приморском крае завод в рамках СП с корейской Hyundai, у иностранных компаний есть проекты по локализации производств.

— Безусловно, мы смотрим и на строительство этих мощностей нашими конкурентами. Но мне кажется, мы нашли другую нишу, которая как раз пока не занята. Мы не собираемся конкурировать с ФСК по производству электросетевого оборудования высокого напряжения. В то же время мы понимаем, что в Сибири должен быть завод, который будет выпускать электросетевое оборудование более низких классов напряжения.

— Вы можете назвать партнеров по этому проекту?

— Я думаю, что сможем в течение ближайших двух-трех месяцев. Это крупные китайские машиностроительные компании, производящие электросетевое оборудование.

— В позапрошлом году из состава "Иркутскэнерго" были окончательно выделены сети, вошедшие в состав Иркутской электросетевой компании (ИЭСК). Магистральные сети региона до сих пор остаются в собственности ИЭСК, ведутся ли переговоры с ФСК по поводу возможной продажи им этих активов?

— Нет, не ведутся.

— А вы намереваетесь инициировать такие переговоры?

— Нам кажется, что текущая конструкция очень удачная, она прежде всего является одним из факторов сохранения достаточно низких цен на электроэнергию в Иркутской области. Мы не так однозначно относимся к разделению генерации и сетевого бизнеса, нам кажется, что был потерян целый ряд преимуществ, которые существовали во времена единой компании. И мы пока не видим бизнес-логики в разделении распределительных и магистральных сетей.

— Планируется ли введение в сетях региона долгосрочных RAB-тарифов, учитывающих необходимость возврата инвестиций?

— Да, планируется, мы готовим документы по переходу на RAB-регулирование с 2012 года. Не очевидно, что это можно будет сделать сразу. Но решение, я думаю, примем, наверное, в июле-августе.

— А пока ИЭСК получает обычный тариф "затраты плюс", покрывающий расходы компании, но не дающий большой прибыли?

— Компания в принципе зарабатывает деньги, но это не какие-то огромные суммы. При этом в тарифе есть некая прибыль, заложенная регулятором, которую мы направляем на инвестиции, согласованные с Минэнерго и администрацией Иркутской области.

— Это большие суммы?

— Губернаторская инвестпрограмма по 2010 году была около 1 млрд руб.

— В составе "Евросибэнерго" есть компания "Востсибуголь", поставляющая уголь на ТЭЦ "Иркутскэнерго". Угольный сектор является вспомогательным для энергетики или это самостоятельный бизнес?

— В большой степени самостоятельный. Сейчас порядка 30% всех продаж осуществляется внешним потребителям, есть целый ряд новых проектов на этих разрезах, которые ориентированы на продажу на внешних рынках. В наших планах в ближайшие три-пять лет увеличить добычу угля минимум на 5 млн тонн. Это прежде всего каменный уголь, который менее привязан к конкретной территории и к конкретной станции. У нас есть понимание, что доля угольного сектора в общих доходах "Евросибэнерго" точно будет расти.

— При этом вы будете строить газовые ТЭС. Означает ли это, что угольный бизнес должен в перспективе переориентироваться лишь на внешних потребителей?

— Тема газификации Иркутской области для меня не такая однозначная. Я здесь вижу достаточно серьезные минусы для региона. Сейчас на "Востсибуголь" завязано 30 тыс. человек, в зависимости от степени газификации они станут перед дилеммой — будет у них работа либо нет. И когда мы говорим про строительство новых газовых станций, мы не имеем в виду замещение угольной генерации. Газовые ТЭС должны строиться именно в тех местах, где газ более конкурентоспособен.

При принятии решения о газификации должен учитываться фактор стоимости газа. Сейчас мы продаем уголь по цене порядка $20 за тонну условного топлива (т.у.т.), и, наверное, газ тогда должен стоить с учетом его лучших экологических характеристик плюс связанных с углем расходов на золоотвалы, углеподготовку и так далее в районе $30–40 за т.у.т. Решаемая ли это задача для "Газпрома" и выгоден ли для него подобный бизнес? Наверное, на этот вопрос должны ответить область и сам "Газпром". Есть, например, Кемеровская область, Красноярский край, которые смогли сбалансировать тему газификации с отсутствием мощного давления на производство угля и на угольную генерацию.

— Сейчас в составе "Евросибэнерго" из энергосбытовых активов есть только Иркутская энергосбытовая компания, "Волгаэнергосбыт", действующие в своих регионах, и ЗАО МАРЭМ, работающее с крупными потребителями. При этом другие крупные энергохолдинги ("Интер РАО", "РусГидро", КЭС) уже сформировали крупные сбытовые подразделения. Планируете развитие этого сектора?

— Планы такие есть, но подходить к этому вопросу надо достаточно осторожно. Мы сейчас изучаем возможность покупки нескольких гарантирующих поставщиков (ГП, основные энергосбытовые компании, действующие в каждом из регионов.— “Ъ”). Но здесь надо учитывать, что у нас вышли новые правила розничного рынка, которые серьезно либерализуют сектор и упрощают возможность ухода потребителей. Эта либерализация правил делает эти энергосбыты уязвимыми.

Я думаю, что если вдруг мы увидим серьезную синергию сбытового бизнеса с генерацией либо с потребителем, то мы можем принять решение по покупке ГП. Но сейчас в большей степени мы фокусируемся на развитии МАРЭМ, потому что либерализация розничного рынка, безусловно, даст определенные плюсы таким независимым сбытам.

— У "Евросибэнерго" есть совместный проект с "Росатомом" по созданию атомного реактора малой мощности. На какой стадии он сейчас находится?

— Мы продолжаем научно-исследовательские, конструкторские работы. Это поиск решения по эффективному атомному генератору относительно небольшой мощности. Пока у нас все более или менее идет по плану: я думаю, что еще два-три года будет период научно-исследовательских работ, затем проектирование и реализация проекта.

— Есть ли в этом проекте какие-то целевые экономические показатели? Например, создать реактор, который будет обходиться во столько-то тысяч долларов за киловатт установленной мощности?

— Мы сейчас объективно еще не на той стадии. Существует стратегическое понимание со стороны нашего акционера, что в мире и России есть достаточно большая потребность в подобных генераторах в удаленных местах. Тот же самый Бодайбо можно было бы обеспечить электроэнергией. В принципе вариантов несколько: либо вы завозите туда уголь или мазут, либо мини-АЭС. Есть общее понимание того, что такие площадки есть, и если будет иметься техническое решение по установке там атомной станции, то она, скорее всего, будет эффективнее, чем какая-либо другая генерация.

Интервью взял Владимир Дзагуто


Комментарии
Профиль пользователя