В последнее время на фоне низкой водности рек сибирская теплогенерация была в выигрыше: цены на энергорынке росли, как и выработка электроэнергии на ТЭС. Но ключевой проблемой для отрасли остается недореформированность рынка тепла: действующие тарифы не только не позволяют компаниям инвестировать, но и вынуждают сокращать ремонты. О том, спасет ли теплогенерацию обещанная правительством либерализация сектора, нужно ли консервировать или выводить старые ТЭС, и о том, почему идеи создания в Сибири безуглеродной зоны выглядят абсурдными, "Ъ" рассказывал гендиректор Сибирской генерирующей компании (СГК) МИХАИЛ КУЗНЕЦОВ.
Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Коротаев / купить фото
Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Коротаев / купить фото
Фото: Коммерсантъ / Дмитрий Коротаев / купить фото
— СГК официально не раскрывает консолидированные финансовые показатели, но, может быть, вы расскажете об итогах 2015 года по всем активам? Как компания справляется с долгом после завершения обязательной инвестпрограммы?
— 2015 год был для всей компании удачным. Во-первых, у нас увеличилась выручка на 15% по сравнению с 2014 годом по двум причинам. Первая — мы закончили программу ДПМ (обязательная инвестпрограмма, обеспеченная договорами на поставку мощности.— "Ъ") в конце 2014 года и обзавелись современными генерирующими мощностями. Второй фактор — с конца 2014 года мы начали проводить агрессивную трейдинговую политику, что привело к увеличению выработки станций. В 2015 году она выросла на 18%, но еще более убедительно выглядит положение компании, если посмотреть показатели 2013 года. По сравнению с 2013 годом наше производство электроэнергии выросло примерно на 40%, и, поверьте, этот рост дался нелегко. Безусловно, нам помогла погода, ГЭС Сибири сократили свое производство примерно на 11 млрд кВт ч, 8 млрд из них мы смогли подхватить на наших станциях. От таких нагрузок отвык персонал компании, непривычен напряженный режим и для оборудования электростанций, так что пришлось существенно перестраивать их работу. Очень выручили угольщики, сумевшие за короткий срок существенно нарастить добычу и логистику дополнительных поставок. Без них нам гордиться было бы нечем.
Дополнительная выручка позволила нам уверенно смотреть в будущее. Сейчас мы уже не испытываем проблем с финансированием, несмотря на дорогостоящую программу ДПМ — она обошлась примерно в 80 млрд руб.,— под которые привлекались кредиты. Особенно непросто было в конце 2014-го — начале 2015 года. Тогда нам нужно было рефинансировать самую дорогую часть долга на более долгий срок. Когда мы только заканчивали 2014 год, соотношение долга к EBITDA по аудированной на тот момент отчетности достигало 8, а на финансовом рынке в какой-то момент полностью исчезли деньги. Мы тогда обещали, что построим все свои объекты и наступит, образно говоря, "коммунизм", но к таким обещаниям банкиры всегда относятся недоверчиво.
Тем не менее мы справились, а сейчас, когда соотношение долга к EBITDA меньше 3, мы вступили в то самое светлое завтра, о котором мечтали. Не осталось проблем с привлечением кредитов даже под более дешевые ставки, чем сегодня имеет компания, более того, мы можем рефинансировать свои долги существенно дешевле. Если сейчас мы этого и не делаем в полном объеме, то только потому, что есть обязательства, заключенные с банками, которые в нас тогда поверили. Мы ценим это доверие, оказанное вовремя, и соблюдаем все договоренности. Долг постепенно сокращается, где-то на 9-10% за год, если будет необходимость, за десять лет мы его погасим почти полностью.
— Как вы смотрите на возможности дальнейших инвестиций в Сибири после конца программы ДПМ?
— Наша деятельность в значительной степени связана с реализацией тепла, а существующая регуляторная база, к сожалению, не позволяет принимать простых и быстрых решений по инвестициям. Проблема в том, что тарифы устанавливаются по методу "затраты плюс": если мы вкладываем деньги в какой-то актив, снижаем себестоимость производства, то завтра рискуем нарваться на снижение тарифа из-за уменьшившихся расходов. Такой порядок ценообразования делает инвестиционную деятельность бессмысленной. Так что мы связываем свое будущее с новыми условиями расчета тарифов в теплоснабжении, но изменения происходят медленно. Сейчас готовится к принятию метод тарифообразования "альтернативная котельная", главное преимущество которого в том, что он исключает произвол со стороны властей по снижению тарифа. Жаль только, что его применение будет, судя по всему, пока очень ограниченным.
Вернемся к конкретным примерам. Только по Красноярскому краю мы видим возможности для инвестирования в ближайшие три года 8 млрд руб. Это самые разные технические решения, не требующие особых условий оплаты, таких как ДПМ, то есть без дополнительного обременения потребителя. Но для этого нужна активная поддержка власти. Например, в Красноярске на ТЭЦ-3 мы хотим построить еще один блок на 60 МВт. Текущие цены на мощность и электроэнергию, естественно, делают этот блок неокупаемым, то есть сам по себе проект закончится небольшим убытком. Но если мы прирастем на станции сбытом тепла, то новая мощность становится сразу же прибыльной. Для этого нужно взять потребителя, который сегодня запитан от местных котельных с тарифом 900 руб./Гкал, и перевести их на эту ТЭЦ, где тариф 600 руб. за 1 Гкал. Но без юридически точного подтверждения со стороны власти того, что потребителя нам передадут, строить масштабные объекты совершенно невозможно.
— Сейчас обсуждаются пилотные регионы по внедрению альтернативной котельной в 2017 году. Могут ли какие-то из ваших городов присутствия стать "пилотами"?
— Специфика тарифного регулирования — сдержать цены любыми способами, дать столько, чтобы не остановились котлы в следующую зиму. Отрасль хронически недофинансирована в долгосрочной перспективе, и, если заботиться об оборудовании как положено, денег не хватает. Поэтому аккуратно посчитанный тариф альткотельной (напомню, там существенную роль играют затраты на строительство этой альтернативной котельной) вскроет неприятную истину: хотите работы систем отопления без приключений — тариф нужно поднимать. Ни федеральной, ни местной власти, конечно, такая перспектива не очень нравится. Наши рассказы о том, что нельзя допускать деградации технического состояния оборудования, наталкиваются на их вполне резонные соображения, что у советской энергетики большой запас прочности и на наш век точно хватит.
— Вряд ли города согласятся на заметный рост тарифа...
— Там, где совсем плохо с инфраструктурой, города готовы на любое поднятие тарифов, только приди и сделай. Потому что жить на пороховой бочке каждую зиму, просыпаться в ночи в холодном поту мало кому нравится. Все хотят стабильности, а если случится крупная авария и город останется без тепла, то головы со всех снимут.
— Надеетесь сохранить высокую выработку в 2016 году?
— Выработка будет точно больше, чем в 2013 году, когда было 26 млрд кВт ч (последний год до периода низкой водности рек.— "Ъ"), мы выйдем сильно за 30 млрд кВт ч. Потребитель сегодня застыл на месте, он не падает и не растет, но инвестпрограмма вместе с агрессивным трейдингом позволят удерживать выработку, даже когда гидрогенерация вернется на свои привычные 100 млрд кВт ч в год.
— А как вы оцениваете причины роста цен выше 1 тыс. руб. за 1 МВт ч на оптовом энергорынке Сибири, который наблюдался с лета 2014 года?
— В Сибири уже полгода как цены рухнули больше чем на 10%, но отчего-то этого никто не замечает. Там уже никакой 1 тыс. руб. не пахнет: для Назаровской ГРЭС цена опустилась до 800 руб. за 1 МВт ч. На неделе с 14 по 20 марта индексы цен в основных узлах в Сибири были ниже на 15% по сравнению с предыдущим годом. Причин много, но основная — это введение АЭС в европейской части страны, они подают ценопринимающие заявки (только объем выработки, без цен.— "Ъ") и снижают цены.
Чтобы взвешенно судить о росте цен, нужно посмотреть на то, как они вели себя с 2012 года. Тогда цены были на уровне 700 руб. за 1 МВт ч, а это значит, что рост цен на электроэнергию существенно отстал от инфляции. Еще хуже ситуация с ценой на мощность и ценами на тепло: первая вообще практически не растет, а тепло второй год подряд отстает от инфляции на 8-9%. При этом "железо" станций и сетей требует столько же ремонтов, как и раньше, а эти работы сильно подорожали — в первую очередь из-за резкого роста цен на металл.
— Вы хотите сказать, что необходимые издержки СГК были близки к уровню высоких цен, которые держались в 2015 году?
— К сожалению, да. Безусловно, всегда можно сокращать какие-то расходы, но полагать, что генерация может быть такой же надежной и эффективной за меньшие деньги,— заниматься самообманом. Для этого такой генерацией должен руководить всезнающий Господь Бог, а не человек из плоти и крови, которым в том числе являюсь и я сам. В качестве примера выживания — Красноярская ТЭЦ-1, далеко не новая станция. Вышел из строя трансформатор 1955 года выпуска, пришлось менять его на аналогичный из аварийного запаса. А этот, в свою очередь, 1957 года выпуска, пока работает. Это запас прочности советской энергетики, но не надо подходить к границе его исчерпания.
Пока регуляторы записывают себе как достижение то, что они заложили индексацию минус 1 процентный пункт (п. п.) от инфляции в долгосрочном конкурентном отборе мощности. Хочется спросить: а отчего сразу не минус 10 п. п.? Получается, чтобы корова давала больше молока и меньше ела, ее надо меньше кормить и больше доить. Совершенно непонятно, почему решили так индексировать: цены на металл выросли намного выше инфляции (в 2014 году — на 30%), зарплату мы тоже вынуждены повышать опережающими темпами. В 2015 году около 800 млн руб. в ежегодном исчислении пришлось доплатить сверх плановой индексации, а хотелось бы большего, потому что люди уходят. Так что оснований для индексации наших доходов "минус 1 п. п. от инфляции" я не вижу.
А если мы хотим разобраться, почему цены для потребителя растут, надо смотреть на вклад в этот процесс программы ДПМ, не такой уж и нужной потребителю, как выяснилось. Как родилась эта идея? В какой-то момент показалось, что генерация не успевает за растущим спросом, а значит, надо строить новые электростанции. Обычной платы за мощность с трудом хватало, чтобы покрыть основные расходы на содержание, как источник инвестиций всерьез рассматривать ее было нельзя. Повышать оплату мощности, как планировали в начале реформ, стало жалко — а вдруг энергетики чего-то лишнего заработают,— вот и решили сделать особые условия для новых мощностей, нашли такой вот паллиативчик. Но как только создали особые условия оплаты, тут же возник и особый механизм распределения прав на эту оплату, по сути, государственное планирование со всеми минусами этого увлекательного процесса.
В результате огромное количество денег в стране направлено на строительство новых мощностей, которые оказались лишними. Но поскольку новые мощности, если они уже стоят, все же технически эффективнее старых, закономерно возникла идея вывести излишек из эксплуатации. Но техническая эффективность не влечет автоматически такую же экономическую эффективность, как это ни удивительно. Поясню: сравните плату за мощность этих новых ДПМ-блоков и сравните с низкой ценой КОМа (конкурентный отбор мощности.— "Ъ") старых — и поймете, что мы построили новое дорогое, чтобы закрыть старое дешевое. Вот вам и первый парадокс современной энергетики.
— Вернемся к прошедшему в конце 2015 года долгосрочному отбору мощности. Какие станции СГК в нем не участвовали, будете ли вы их выводить или консервировать?
— Консервировать станции технически возможно, но практически это означает вывод из эксплуатации навсегда. Станция — это не только техника, но и люди. Если вывести в консервацию всю станцию, потом будет некем расконсервировать, компетентных людей не останется, человеческий фактор, к сожалению, при планировании часто недооценивается. Людей не законсервируешь, их надо сохранять. Им надо работать, чтобы не деградировать как специалистам. Поэтому консервация — это дитя, рожденное в тиши кабинетов, проверку жизнью оно не прошло.
Не получится вывести и часть мощностей на одной станции. Еще до моего прихода в компанию вывели первую очередь на Барнаульской ТЭЦ-2, но сейчас ясно, что это была неразумная мера, условно-постоянные затраты почти не уменьшились. Топливоподача, угольный склад и золоотвал остались те же, что и были. При сокращении мощности станции на 50% вы получаете в теории 25% экономии постоянных затрат, а реально еще меньше.
Закрывать станции целиком все же можно. У СГК во всех городах, кроме Красноярска, излишние мощности по теплу. Мало того что мы котельные можем замещать во всех городах, мы еще и свои собственные ТЭЦ можем заместить или чужие. Практически в каждом городе можем закрыть одну, а то и две ТЭЦ. Причин много: Советский Союз строил с большим резервом, часть промпотребителей пара исчезла, города развиваются не так быстро, происходит фоновое снижение потребления — в отдельных случаях до 2% в год. Но для закрытия станций нужно в первую очередь переложить теплосеть. Очень недешевое удовольствие, впрочем, оно выгоднее содержания избыточной генерации. Но если мы вложимся сейчас в сети и модернизируем станции, то не застрахованы от снижения тарифа.
— Сколько целесообразно вывести, по вашим оценкам?
— Мы предварительно оценивали, можно было бы вывести до 800 МВт только по нашим городам присутствия. Кстати, надежность теплоснабжения от этого только повысилась бы. Многие из этих станций сейчас получают плату как вынужденные генераторы, то есть существенно выше рыночных ставок. Как правило, это станции, не загруженные по теплу и получающие перекрестное субсидирование на рынке электроэнергии. Повторюсь, закрытие этих вынужденных — экономически оправданный процесс, мешает реализовать эти идеи непредсказуемая тарифная политика.
— Планирует ли СГК начать корпоративную трансформацию, чтобы структура стала понятнее инвестору?
— Это вопрос к акционерам, но большой нужды в стратегических инвесторах нет. Сегодня наши возможности по привлечению кредитов превышают возможности для инвестирования. И даже если альткотельная заработает и у нас появятся пресловутые стимулы для вложения в энергетику, я думаю, мы в состоянии будем справиться, потому что для банка СГК сейчас интересный заемщик. Размещать акции — такой задачи нет. Вообще, мы считаем, что теплоэнергетика, и угольная генерация в частности, сейчас на минимуме, она обязательно будет расти. Вопрос, сколько это лет займет, конечно.
— Какова целевая структура СГК после завершения программы ДПМ? Планируете консолидировать активы?
— Целевая структура выглядит просто: каждая станция — отдельное юридическое лицо, которым владеет СГК. Сейчас структура очень неоднородная, сложилась, скорее, исторически. Многие банки давали кредиты вместе с запретом на выделение активов или реорганизацию. Кроме того, налоговые льготы на имущество практически везде привязаны к существующим юрлицам. Одним словом, хватает юридических проблем на ближайшие несколько лет, чтобы эту работу даже и не начинать. Дождемся хотя бы окончания льготного периода, чтобы начать разводить наши активы по отдельным юрлицам.
— Как вы относитесь к идее вице-премьера Юрия Трутнева создать "безуглеродную зону" в Сибири и ввести налог на выбросы?
— Безуглеродная Сибирь невозможна. Во-первых, я бы сказал, что борьба с глобальным потеплением мне напоминает встречу 2000 года в энергетике. Тогда предварительно РАО ЕЭС извело миллиарды рублей на решение "проблемы 2000". Помните такую, нет?
— Мне было десять лет...
— Ой, я вам расскажу. Считалось, что компьютеры, когда наступит 2000 год, сойдут с ума и будет глобальный коллапс. Все директора, главные инженеры новый 2000 год встречали на станциях и ждали этого армагеддона. Он не случился, но миллиарды на борьбу не пойми с чем были потрачены. Это глобальное потепление очень сильно мне напоминает эту деятельность. Человечество всегда с чем-то борется — с озоновыми дырами, со всякими страшными напастями. Но потом вдруг борьба надоедает, и — кто бы мог подумать — ничего страшного не происходит.
Возвращаясь к безуглеродной теме: во-первых, не совсем понятно, чем тогда топить дома. Во-вторых, хорошо бы задуматься о том, какие экономические последствия должны наступить. В Сибири энергетики сжигают 70-90 млн тонн угля в год. Чтобы их перерабатывать на предприятиях углехимии, нужно вложить около $100 млрд, поскольку уголь все равно должен перерабатываться, не закрывать же разрезы и шахты — там сотни тысяч человек работают, между прочим. Потом нужно заместить угольные станции по электрике — построить ГЭС и АЭС, это еще $70-80 млрд. Предположим, мы вводим налог на выбросы — $15 за 1 тонну CO2. Чтобы все это в Сибири построить, придется собирать его 100 лет. Но можно по-другому поступить — собирать с рынка электроэнергии эти деньги, чтобы за десять лет все построить. Придется поднять платежи за электроэнергию в три раза для конечного потребителя. Не представляю, кому это понравится.
А теперь последнее соображение: что будет с ценой на тепло. Если принять налог на тонну СО2 в $15, то за тонну сожженного угля надо платить $45, а это при известных расходах угля на производство тепла приведет к росту тарифа на 550 руб. за 1 Гкал. Но это же практически двукратный рост коллекторных тарифов! Приведу пример: в 2015 году мы потратили массу сил на дискуссию с властями Красноярского края в надежде уговорить использовать всего-то 0,6% допустимого роста тарифа и не преуспели в этом.
Ну и замечание про углехимию: построенные предприятия тоже будут выделять парниковые газы, так что на круг выбросы сократятся всего-навсего на 1-2% от общероссийского уровня. Зачем весь сыр-бор ради таких мизерных результатов? Если это делается для соблюдения международных обязательств по сокращению выбросов к 2035 году, то уже сейчас нет сомнений, что мы не превысим обещанные президентом уровни. Мы не верим, что эти идеи куда-то далеко пройдут в силу их абсурдности.