«Наш бизнес он хорошо знает и понимает»

«Роснано» выходит из капитала ГК «Хевел» — крупнейшего российского инвестора в солнечную энергетику, 49% долей выкупит «Реам Менеджмент» Михаила Сиволдаева, экс-менеджера «Реновы» Виктора Вексельберга. «Реам Менеджмент» в августе уже приобрела у «Реновы» 5% в «Хевел», отведя от компании угрозу санкций США. Как «Хевел» будет работать с новой структурой акционеров, о возможном продлении поддержки зеленой генерации в РФ и о перспективах экспорта “Ъ” рассказал гендиректор ГК «Хевел» Игорь Шахрай.

— До конца года «Роснано» планирует продать 49% в «Хевел». Кто приобретет пакет?

— Один из наших акционеров — компания «Реам Менеджмент» (в августе она выкупила у структур «Реновы» Виктора Вексельберга 5% «Хевела».— “Ъ”). С основателем «Реама» Михаилом Сиволдаевым мы знакомы уже несколько лет, с февраля 2016 года он входит в совет директоров «Хевела», при его непосредственном участии мы построили СЭС мощностью порядка 200 МВт, начали зарубежную экспансию, заканчиваем второй этап модернизации завода в Новочебоксарске. Поэтому наш бизнес он хорошо знает и понимает.

— «Реам Менеджмент» или господин Сиволдаев сейчас имеют прямые или косвенные связи со структурами Виктора Вексельберга?

— Господин Сиволдаев, насколько мне известно, работал с господином Вексельбергом еще в ТНК, потом у него были разные инвестпроекты, как связанные с «Реновой», так и собственные. В апреле (6 апреля США ввели санкции против ряда российских граждан, в том числе Виктора Вексельберга.— “Ъ”) он уволился и занялся собственным бизнесом, в том числе «Хевелом». Мы с ним разговаривали после того, как он принял оферту «Роснано», в целом он поддерживает наши планы по развитию. «Реам Менеджмент» — независимый от «Реновы» проект Сиволдаева.

— Какова цена пакета и сроки закрытия сделки?

— «Хевел» не является стороной сделки, поэтому мы не можем это комментировать. Нам известно только, что «Реам Менеджмент» взял для этого банковский кредит на рыночных условиях. Насколько мне известно, сделку планируется закрыть в этом году. «Роснано» останется кредитором, и мы продолжим возвращать сформированную перед ней задолженность по утвержденному графику.

— А сколько осталось выплатить по долгу?

— Мы не раскрываем эту информацию.

— У «Реновы» было право на преимущественный выкуп акций?

— Насколько я знаю, да, такое право есть у всех сторон.

— Почему «Роснано» решила выйти из «Хевела» именно сейчас?

— То, что «Роснано» выйдет из капитала «Хевела», было понятно сразу. Это госкомпания, которая работает по принципу private equity funds, то есть выходит из бизнеса после успешного запуска. По сути, продажа пакета сегодня говорит о том, что «Роснано» спокойна за будущее «Хевела». Я считаю, что это весьма своевременный шаг.

— Нет опасений, что потеря крупного лоббиста в лице «Роснано» негативно отразится на развитии компании?

— «Роснано» не отстаивает интересов лишь отдельных компаний, она отстаивает интересы отрасли. В будущем «Роснано» продолжит развивать зеленую энергетику, включая поддержку «Хевела», поскольку вся отрасль ВИЭ является их стратегическим направлением. Они заинтересованы в этом в том числе и как кредиторы.

— Смена основного акционера отразится на стратегии «Хевела»?

— Стратегия остается прежней. «Хевел» продолжает и дальше активно развивать сегмент сетевой и розничной генерации, а также дальше работать на экспортном рынке. Кроме того, мы планируем усилить свое присутствие в Сибири и на Дальнем Востоке.

— Как санкции США в отношении «Реновы» влияют на текущую деятельность «Хевела»?

— Сложившаяся структура владения и управления компанией «Хевел» не налагала и не налагает на ее деятельность никаких ограничений.

— А были случаи, когда до снижения доли «Реновы» в «Хевеле» потенциальные контрагенты срывали сделки?

— Мы не почувствовали никаких последствий, на реализацию наших планов это не повлияло.

— То, что один из ваших акционеров под санкциями США, не создает для бизнеса за рубежом никакой токсичности?

— Нет.

— Сложности с привлечением проектного финансирования были?

— У нас многогранное финансирование. Сегодня мы взаимодействуем с несколькими финансовыми институтами, число желающих предоставить средства под наши проекты возросло. Проект в Казахстане (в октябре «Хевел» выиграл тендер на строительство двух СЭС на 70 МВт в Казахстане.— “Ъ”) будет реализован с привлечением международных коммерческих институтов. Кредиты могут быть мультивалютными, индексация валютной составляющей на различных рынках может быть разной. Альтернативная энергетика популярна, и все понимают условия работы и по каким правилам инвесторы готовы выходить на те или иные рынки.

— Есть планы по выходу на рынок публичного долга?

— В долгосрочной перспективе выход на рынок публичного долга является логичным этапом развития нашей стратегии. Это может произойти в перспективе двух-трех лет и только в том случае, если откроется окно возможностей на финансовых рынках. Сегодня фон там недостаточно оптимистичный. Первым шагом может стать размещение облигаций.

— Почему не рассматриваете выход на IPO сейчас?

— Мы реализуем высококачественные проекты на перспективных рынках и должны быть привлекательны для инвесторов. Но сегодня мы находимся на инвестиционной стадии, поэтому выход на IPO пока считаем преждевременным.

— Потенциально вы рассматриваете возможность размещения зеленых облигаций?

— Мы прорабатываем этот вопрос. Интерес к зеленым облигациям есть. Зеленые облигации — это такой репутационный вклад. У крупных международных компаний есть активы в России, и для них важно покупать электроэнергию у зеленого производителя.

— Возможность заключения прямых договоров на зеленую энергию с потребителями рассматриваете?

— Можно заинтересовать потребителя и через прямые контракты. Мы начали проработку этого вопроса с «Советом рынка» (регулятор энергорынков), в целом нашли положительный отклик. Я думаю, что мы в 2019–2020 годах начнем показывать какой-то объем этих контрактов или облигаций.

— По таким контрактам будут особые условия для покупателя — скидки, рассрочки? Или речь идет только об имиджевой составляющей?

— С точки зрения цены для них преимуществ не будет. Это в первую очередь важно с точки зрения экологической культуры. К нам приходили компании с таким предложением, мы сейчас в достаточно продвинутой стадии переговоров. В принципе прямой контракт является наиболее приемлемой и простой схемой, можно быстро начать работу на этом рынке, а потом уже переключиться на сертификаты и зеленые бонды.

— Правильно ли я понимаю, что дивиденды «Хевел» пока платить не планирует?

— Сейчас мы в активной фазе роста. Наличие свободного капитала играет важную роль в нашем дальнейшем развитии, поэтому в ближайшие пять-семь лет нашу прибыль будем направлять на развитие компании и на снижение долговой нагрузки. Только после этого сможем выйти на стабильную выплату дивидендов.

— Планируете ли продавать построенные СЭС?

— Планов по продаже активов пока нет. Мы продали небольшой объем в конце 2017 года (сделка по продаже трех СЭС на 35 МВт финскому Fortum.— “Ъ”), больше не планируем. Но мы готовы строить и эксплуатировать парки третьих лиц, активно работаем на рынке предложения услуг по строительству СЭС.

— Рынок ветрогенерации в РФ сложился довольно высококонкурентным, что привело к снижению CAPEX на отборах проектов. Почему такого не произошло в «солнце», где много лет сосуществуете вы и «Солар Системс», а CAPEX на СЭС до последнего времени существенно не падал?

— Если вспомнить 2013 год, то станет очевидно, что вся активность сначала была сконцентрирована в «солнце». Там тогда работало 8–10 компаний, в «ветре» такого числа игроков не было. Это объясняется разными требованиями к отраслям. У «солнца» это беспрецедентная локализация до 70%, требующая технологического погружения и строительства новых заводов. Активность того периода была коммерческой, мы взвешивали свои риски, еще не понимая тех результатов и технологических усилий, которые потребуются для создания производства. Только после пуска завода можно было сделать вывод о том, укладываемся мы в CAPEX или нет, соответствуем требованиям или нет. Поэтому в дальнейшем из года в год мы снижали CAPEX на 5%.

Но если смотреть CAPEX в долларах, то стоимость на конкурсах по «солнцу» снизилась примерно в 1,5 раза. Главное — необходим объем рынка как ключ к достижению эффекта масштаба. Объем российского рынка солнечной энергетики сегодня в два раза меньше ветроэнергетики. Плюс в ветровой энергетике используется немного другая схема — это прежде всего использование специнвестконтракта (СПИК, заключаются с Минпромторгом и регионом, фиксируют налоговые льготы на 10 лет в обмен на инвестиции.— “Ъ”). Поэтому барьер вхождения в «ветер» ниже, чем был по «солнцу». В 2018 году рынок находится в более продвинутом состоянии и достаточно точно уже понимает, из чего складывается себестоимость. СПИК помогает ветрогенерации активно идти вперед — это показывают отборы не только по стоимости, но и по объему.

— СПИКи в «солнце» не обсуждались?

— Когда мы начинали строить завод, такого инструмента в солнечной энергетике не было. И, насколько мне известно, их больше не будет.

— Отбор 2018 года показал существенное снижение CAPEX ВИЭ, но если по «ветру» он сравнялся с мировыми бенчмарками, то по «солнцу» все равно выше, где-то на 20%. Есть ли потенциал для снижения?

— За год нам удалось снизить себестоимость производства на 20%, то есть сейчас, по сути, мы достигли конкурентоспособности в сегменте высокотехнологичных модулей и видим потенциал снижения стоимости производства в дальнейшем. Мы продолжим увеличивать объем выпускаемой продукции и продолжим инвестировать в НИОКР.

— Можно ли сейчас строить СЭС в России по цене, которую предложил Fortum (по одной из заявок Fortum снизила CAPEX с 99 тыс. руб. за кВт до 58,9 тыс. руб.)?

— Думаю, можно. Если говорить о проектах со сроками реализации в 2021–2022 годах, это вполне достижимый порог, если тренд на снижение себестоимости сохранится и не будет негативных промышленных революций. Я имею в виду всплески (цен.— “Ъ”) по сырьевым цепочкам, потому что у каждой отрасли есть свои индикаторы и драйверы движения. Например, на стоимость кремния или пластин повлиять могут новые химические процессы или создание гибридных технологий.

— Сейчас правительство обсуждает, надо ли продлевать поддержку ВИЭ после 2024 года, например сохранив систему договоров на поставку мощности (ДПМ), гарантирующих возврат инвестиций за счет повышенных платежей потребителей. При продлении нужно отталкиваться именно от цен последнего отбора проектов ВИЭ?

— Да, мы предполагаем, что в новой программе нужно отталкиваться вниз от CAPEX и OPEX, по которому разыгрывался объем, полученный Fortum. Можно его взять за базу. В последнем отборе мы недалеко были от цифр Fortum, поэтому 38,5 МВт все же выиграли. Мы предложили Минэнерго ежегодно снижать CAPEX на отборах как один из критериев продления поддержки ВИЭ.

Инвестируя в НИОКР, мы понимаем, что себестоимость продукции будет снижаться. Когда в апреле 2017 года мы запускали завод в Чувашии, мощность модулей из 60 ячеек составляла 290 Вт, сейчас в среднем примерно 315 Вт. Используя же двусторонние модули, которые мы планируем выпускать в 2019 году, мы увеличиваем выработку и коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) примерно на 10% при консервативном сценарии. Дальнейшее снижение себестоимости основано на технологических улучшениях. Есть сопутствующие производства, за которыми мы внимательно наблюдаем: это производство стекла, инверторов, распредустройств, которые также из года в год снижают свою стоимость. Кумулятивно это даст значительный эффект и позволит дальше снижать тариф.

— Вы будете поставлять панели для СЭС Fortum в РФ? Если они предлагали это, устроила ли вас цена?

— Fortum к нам обращался. Идут переговоры, пока финальной договоренности нет. У них свой уровень риска и требования к доходности, у нас тоже есть аналогичные требования.

— А почему вы предложили для проектов СЭС в Казахстане CAPEX на уровне Fortum в РФ, но не готовы были дать такую цену в РФ?

— В Казахстане другая структура рынка солнечной энергетики. Уровень инсоляции в южном регионе — 1760–1800 кВт•ч на квадратный метр в год, что значительно выше, чем в РФ. Второй критерий — ниже стоимость привлечения долга, мы планируем использовать средства международных институтов развития. С учетом индексации тарифа, которая также заложена в условия работы на местном рынке, мы рассчитываем уложиться в ту цифру, которую предложили в Казахстане.

— В Казахстан вы будете поставлять свои панели?

— Финальный перечень и набор определим в начале следующего года. Часть продукции обязательно будет нашего производства, часть — импорт.

— Импортные — это Китай?

— Пока об этом рано говорить.

— Правительство РФ хочет привязать программу поддержки ВИЭ к объему экспорта. Какие рынки вы считаете перспективными для себя?

— Рынок «солнца» огромен. Мы рассматриваем Ближний Восток, СНГ, Латинскую Америку, Африку, европейский рынок тоже привлекателен. Практически все рынки, за исключением, возможно, Северной Америки и Австралии.

— На фоне обвала цен на китайском рынке чем вы можете быть интересны на мировых рынках?

— Мировой рынок сегментирован. Можно сказать, что есть базовая цена на мультикремниевые технологии, но не всем это нужно. Есть разные условия реализации проектов, под которые часто нужны определенные продукты. В высокоэффективном сегменте сегодня мы конкурентны: высокоэффективная солнечная ячейка, например, в мире имеет свой собственный рынок и своего потребителя в отдельных отраслях.

— СНГ и Африку вы не находите высокорисковыми?

— Уровень риска различен, если он не сопоставим с нашими требованиями, то мы туда просто не идем. Есть партнеры, погруженные в эти рынки, мы не всегда будем в одиночку участвовать. Например, в Африке есть российские компании, которые имеют свои горнорудные активы, солнечная энергия им нужна как коммерческому потребителю. Африка тоже бывает разная: есть ЮАР и Египет, есть ЦАР — в этих странах уровень рисков сильно дифференцирован. Если взять страны СНГ, то практически все настроены на развитие в области альтернативной энергетики — Узбекистан, Киргизия, Казахстан, Азербайджан. Белоруссия провела несколько конкурсов.

— Какая у вас программа по экспорту?

— В среднесрочной перспективе — это три-пять лет не менее 1 ГВт. Такой объем вполне может быть нами реализован.

— Вы в целом будете придерживаться стратегии downstream-компании (независимые национальные производители, которые в основном работают как поставщики электроэнергии) на внешних рынках?

— Мы прорабатываем различные направления работы на внешних рынках. Конечно, в первую очередь как downstream-компания, потому что по сути EPC-контракт — это самый простой способ работы даже на рискованных рынках. Но мы также намерены осуществлять технологическую интеграцию с некоторыми странами, где есть требования по производственной локализации. Эти страны активно внедряют у себя технологии и хотят локализовать часть технологической цепочки. В этом случае мы предлагаем схемы, при которых ячейки производим в России, продаем их, а солнечный модуль уже собираем на локальном рынке. Такие предложения тоже есть, это уже upstream.

— Вы планируете расширение завода в Чувашии?

— Сегодня мы производим 170 МВт в год при проектной мощности 160 МВт. В мае будем делать пробные пуски по второй очереди завода, предполагаем, что мощность завода увеличится минимум до 260 МВт. В четвертом квартале 2019 года мы, вероятно, начнем увеличивать мощность завода до 300–350 МВт в год, а в первом квартале 2020 года завершим этот процесс. Модернизация первого этапа обошлась в 2,5 млрд руб., на 2019–2020 годы объем финансирования составит около 1 млрд руб. Источники финансирования — это займы Фонда развития промышленности и Фонда моногородов, собственный капитал и кредиты.

— Когда можно будет говорить о достижении в России сетевого паритета для СЭС, когда цены выработки СЭС и получаемой из сети энергии традиционной генерации сравняются?

— При условии продления поддержки ВИЭ сетевой паритет с топливной генерацией в зависимости от уровня инсоляции региона будет достигнут к 2030–2035 году — это касается сетевой генерации. Если говорить о распределенной генерации, то сетевой паритет в изолированных зонах, где стоимость завозного топлива высока, уже достигнут. Стоимость производства электроэнергии в Сибири и на Дальнем Востоке сейчас доходит до 80–100 руб. за кВт•ч. В изолированных энергорайонах живут около 20 млн человек. Мы поставили амбициозную цель максимально закрыть вопросы снабжения в изолированных зонах. Уже работаем на Камчатке, в Туве, Бурятии, Калмыкии, на Чукотке и в Забайкалье. В Забайкалье есть референтные проекты, где фактическая экономия на топливе достигает 53% при целевом значении в 49%. Мы работаем там по энергосервисному договору в партнерстве с «Россетями» и правительством Забайкалья.

— Какова, по вашей оценке, емкость рынка в изолированных энергорайонах?

— Объем проектов, которые мы можем реализовать в распределенной генерации,— это порядка 40 МВт до конца 2020 года. В целом это одно из ключевых направлений нашего развития, я бы сказал — самое непростое. По разным оценкам, рынок распределенной генерации на изолированных территориях занимает 100–120 МВт.

— Какой объем СЭС вы готовы построить при продлении механизма поддержки на оптовом энергорынке в России?

— Считаем, что для российской отрасли эффект масштаба очень важен и он может быть достигнут при увеличении внутреннего рынка еще на 4–5 ГВт.

— Ваши инвестиции при продлении механизма сколько могут составить?

— Суммарные инвестиции на такой объем проектов ориентировочно могут достигать $4–5 млрд.

— Каков оптимальный объем солнечной генерации для российского энергорынка?

— Если брать установленную мощность российского энергорынка в 240 ГВт, то для «солнца» достаточно 25–30 ГВт на долгосрочный период. Этот объем не окажет никакого существенного воздействия на работу энергосистемы. По моему мнению, есть некоторое количество «энергопамятников» (старой генерации.— “Ъ”), за которые платят все участники рынка, но которые можно безболезненно вывести из эксплуатации, заменив гибридными станциями на ВИЭ.

— В мире развитие ВИЭ происходит по стандартной цепочке — снижение стоимости, экономия от масштабов, рост конкуренции, выход на внешние рынки. Не будет ли ограничение по объему ВИЭ в РФ задерживать развитие?

— Действительно, объем рынка альтернативной энергетики в РФ небольшой. Но система поддержки построена таким образом, что позволяет внутри рынка создавать нужные компетенции. Этот объем внутри сбалансирован требованием по локализации оборудования, по созданию производств, по требованию к эффективности, снижению CAPEX. То есть государство создает такие условия, которые сначала вынуждают инвестора стать производителем, затем эффективным производителем, снижающим издержки, а дальнейшая программа потребует стать и эффективным экспортером. Иными словами, требованиями ДПМ достигаются все необходимые ступени развития отрасли.

— Минпром также ставит условие о достижении 100% локализации при продлении ДПМ ВИЭ. Это достижимо?

— Мы в целом локализацию поддерживаем, но здесь нужно четко определить ее настройку. По «Хевелу» локализация составляет 100%, сюда мы относим расходы на строительство солнечных парков, производство ячейки и модуля полностью российские. Если говорить о точечной локализации, то надо обсуждать механизм. Если необходимо локализовывать всю цепочку от производства кремния, роста слитков и до всех металлоконструкций, то есть, по сути, перейти на полный цикл, то с учетом тех объемов рынка ВИЭ, которые в России существуют, это может стать чрезмерной нагрузкой.

— Что вы сейчас покупаете на внешних рынках, если говорить о полном цикле производства модуля?

— Сейчас в отрасли из всей цепочки есть следующие переделы: рост слитков кремния, производство пластин, ячеек, модулей, инверторов, распредустройств, металлоконструкций, солнечного кабеля. Из сырья, которое влияет на конечную стоимость, можно выделить кремниевые пластины и стекло. В России не производится монокремний и солнечное стекло с необходимыми нам параметрами для гетероструктурной технологии.

— Сколько вы инвестируете в НИОКР?

— Ежегодные инвестиции в наш научный центр составляют около 200 млн руб., если не считать инвестиции в 2 млрд руб. в создание и развитие самого НТЦ.

— В какие технологии вы вкладываетесь сейчас?

— В первую очередь занимаемся апгрейдом параметров нашей текущей технологии на основе гетероструктурного перехода. Второе и немаловажное направление — это гибрид нашей гетероструктурной технологии с IBC-технологией (солнечный элемент с тыльными встречно-гребенчатыми контактами). Эта технология позволяет убрать затенение с лицевой стороны ячейки, увеличивая ее эффективность. По такой технологии работает американская компания SunPower, наша цель — стать ее конкурентом и сделать такую технологическую революцию. Еще один проект, над которым работаем,— это гибрид перовскитной технологии и гетероструктурного перехода. Мы считаем, в перспективе двух-трех лет это даст хороший результат по росту эффективности ячейки.

Интервью взяла Татьяна Дятел