Дайте правильный ценовой сигнал

Владимир Хлебников Фото: ogk1.org

— Владимир Викторович, на чем основана ваша инвестиционная политика?

— Мы разрабатываем две модели: управления мощностями — это инвестиционная составляющая, и управления надежностью —  управление затратами, обеспечение подачи теплоэнергии потребителям по договорам. Вот два кита, на которых мы строим политику. Что нас смущает при разработке инвестиционной составляющей? Структурные преобразования в электроэнергетике практически завершены. Казалось бы, все готово к приходу инвестора. Но он не идет.

— Почему?

— С 2007 года энергорынок расширится на 5%, начнет формироваться действительно рыночная цена. Это необходимое, но недостаточное условие, чтобы инвестор интересовался электроэнергетикой. (Хотя, на мой взгляд, нужно смелее расширять рынок — не на 5%, а по 15% в год как минимум. Англия, например, в начале 80х в одночасье проснулась в либерализованном рынке — и ничего, процветает.) Чтобы инвестиции окупались, необходим правильный ценовой сигнал. К сожалению, нынешнее тарифное регулирование его не дает, не строит нормальной рыночной среды вокруг электроэнергетики и не позволяет относиться к генерации как к бизнесу. На 2007 год называют две ключевые цифры: рост тарифов на электроэнергию — 10%, а на газ как основное топливо отрасли — 15%. При таком соотношении инвестор не видит работающего механизма возврата вложений.

Сейчас в электроэнергетику приходит только «вынужденный» инвестор: промышленные предприятия, которые хотят застраховать бизнес от энергодефицита и участвуют капиталами в создании небольших мощностей в проблемных энергоузлах. Они надеются, что рентабельность основного бизнеса перекроет низкую рентабельность энергетического проекта.

— Западный инвестор никогда не пойдет в российскую энергетику, потому что это в принципе невыгодно?

— Несомненно: нельзя отвергать убийственный российский климатический фактор. Требования повышения цен на энергоносители при вступлении в ВТО крайне болезненны для страны с холодным климатом и соответственно более высокими капитальными затратами по сравнению с той же Малайзией, куда перетекают все производства.

Но если при производстве электроэнергии будет обеспечиваться возврат вложенного капитала плюс генерироваться прибыль, куда инвесторы денутся? Думаю, настанет время, когда мы будем еще их выбирать.

Чтобы быть конкурентоспособной, генерировать дешевую электроэнергию, ОГК1 надо поменять структуру мощностей. Например, нашему «крейсеру Авроре», Верхнетагильской ГРЭС, — 50 лет, а проектный срок службы станции — 30. Усталость металла там такая, от которой уже нельзя уйти никакими реконструкциями. Но изза дефицита мощности мы не можем вывести станцию из эксплуатации. Это совершенно другая, нерыночная экономика, но мы вынуждены ее поддерживать.

Уголь против газа

— Какие проекты вы рассматриваете, чтобы изменить структуру мощностей?

— Проект, который мы уже реализуем, — строительство пылеугольного блока 330 МВт на Каширской ГРЭС в Подмосковье. Источник финансирования: на 30% — тариф, на 70% — заемные средства, потому что собственных не хватает. Этот блок в первом полугодии 2008 года мы введем в строй. Ведем переговоры с инвестором по четвертому блоку Пермской ГРЭС и третьему — Нижневартовской ГРЭС, где особенно ощущается дефицит мощности.

— Какие там технологии?

— Парогазовый цикл — новая технология. Коэффициент полезного действия — 56% (на действующих блоках — около 39%). Это уменьшение удельных затрат, экономия по газу. Но все равно мы обеспокоены слабой диверсификацией по видам топлива внутри компании: всего 11% электроэнергии вырабатываем на угле, тогда как в России — 25%, в Европе и США — 50%. Мы хотим развивать угольную генерацию на двух станциях: в Верхнем Тагиле и Кашире. Если удвоим ее — это будет победа.

В Верхнем Тагиле мы планировали использовать технологию сжигания в циркулирующем кипящем слое, которая позволяет использовать любые виды топлива, уйти от привязанности к монопоставщику угля, диктующему цену. При этом и КПД до 46%, и экологические требования будут соответствовать европейским стандартам. Но пока не ясно с источниками финансирования. Инвестор, к газовой генерации еще проявляющий интерес, в пылеугольную, которая сейчас априори на 30 — 40% дороже, придет вряд ли.

— Зачем же вы будете ее расширять?

— Мы анализируем мировые и общероссийские ценовые тренды и полагаем, что через 5 — 8 лет газ по цене в нашей стране будет опережать уголь в 1,4 раза. Тогда и инвестиции в угольную генерацию вырастут. Такой разрыв в цене между углем и газом есть в других странах. Основу генерации той же Германии составляет экономически эффективные пылеугольные станции.

Если нам удастся выйти на рынок публичного размещения акций — IPO, если мы будем размещать дополнительную эмиссию, то вырученные средства вложим в угольную генерацию. На биржу мы сможем выйти 1 января, когда у нас будут завершены все корпоративные процедуры. При удачной инвестиционной конъюнктуре в конце 2007 — начале 2008 года ОГК1 вполне реально выйти на IPO.

— В каком соотношении при реализации инвестпроектов находятся деньги собственные, заемные и сторонних инвесторов?

— Предполагается, что 30% этих средств должны быть собственные, а 70% — заемные или инвесторов. Причина одна: мы строительство новых блоков рассматриваем как projekt management —  инвестиционные проекты с проектным финансированием в инвестиционных банках. Это их условия. Исходя из этого требования мы и строим программу привлечения инвестиций. Сказать, сколько именно будет заемных средств, а сколько средств инвестора, я не могу: переговоры не завершены.

— С кем из инвесторов вы их ведете?

— В первую очередь рассматриваем отечественные нефте-, газодобывающие предприятия, заинтересованные в переработке продукции, промышленные предприятия.

Допустите частного инвестора

— В какой стадии проект в Верхнем Тагиле?

— Пока только предпроектные проработки:  оборудования для такой технологии в России не производится. Будем покупать зарубежное. Подольский котельный завод пытается делать кипящий слой, но технология не отлажена, а нам не хотелось бы испытывать головную установку на себе. Риски велики. Это неправильно с точки зрения рыночной стратегии. Хочется наверняка.

— Способен ли отечественный энергомаш обеспечить потребности энергетики, новые проекты?

— Вопрос тяжелый. Мы и раньше отставали. А последние 15 лет энергетика была не в состоянии давать заказы энергомашиностроительным предприятиям. Они выживали на реконструкции уже введенных агрегатов и на зарубежных заказах. Сейчас, когда наведен порядок в электроэнергетике и отстроены платежи, управление, экономика, мы можем уже говорить о реализации технической политики в части строительства новых мощностей. Заказы пойдут.

Чтобы обеспечить ценовой сигнал, нужно свободное рыночное ценообразование. Страна пережила определенный шок, когда нефтяная и угольная отрасли были либерализованы, приватизированы. Теперь мы имеем рыночную цену на уголь и нефтепродукты. Государство должно по этому же пути провести и энергетику. Только в этом ключ к эффективности —  допустить частного инвестора, который собственными деньгами отвечает за риски. Если государство не может или не хочет быстро либерализовать рынок, оно обязано поддерживать финансово на этом этапе науку, машиностроение, генерацию. Особенно пылеугольную, если хочет поменять топливный баланс в энергетике в пользу угля.

— Насколько в принципе можно сократить издержки компании?

— У нас целая программа снижения издержек при тарифном регулировании. К сожалению, за три года политики «инфляция минус» мы исчерпали лимит снижения издержек, регулируем сейчас уже объемами ремонтов, что, на мой взгляд, крайне опасно. У недоремонтированных блоков повышен риск выхода из строя. Можно, конечно, корову под названием электроэнергетика больше доить и меньше кормить, но недолго.

— Как вы оцениваете старт рынка двухсторонних договоров?

— Несомненно положительно. Логика установления тарифов поменяется. А длительные договоры с поставщиками — хороший инструмент для привлечения кредитов и инвестиций. Такой контракт можно заложить в банке.

Дополнительные материалы:

ОГК1

Объединенная генерирующая компания. 100% уставного капитала принадлежит РАО «ЕЭС России». Зарегистрирована 23 марта 2005 года. В составе шесть ГРЭС: Пермская, Верхнетагильская, Каширская, Нижневартовская, Уренгойская, Ириклинская. По установленной мощности (9531 МВт) — самая крупная из семи тепловых генерирующих компаний, созданных в ходе реформы электроэнергетики.

В ближайшие пять лет планируется приступить к проработке и реализации следующих проектов:

— строительство энергоблока мощностью 300 МВт с котлом ЦКС (циркулирующий кипящий слой) на Верхнетагильской ГРЭС (ввод после 2010 года);

— строительство энергоблока 800 МВт на базе ПГУ800 на Пермской ГРЭС (ввод в 2010 году);

— строительство энергоблока 800 МВт на базе ПГУ800 на Нижневартовской ГРЭС (ввод в 2011 году);

— строительство ПГУ мощностью более 200 МВт на базе ПГУ218 Уренгойской ГРЭС (ввод в 2010 году);

— строительство энергоблока №3 мощностью 330 МВт на Каширской ГРЭС4 (ввод в 2008 году).