Глава «РусГидро»: «Мы не хотим уходить с Богучанского проекта в Тайшет»

01 Сен 2016, 06:42

Предправления «РусГидро» Николай Шульгинов, год назад сменивший Евгения Дода, рассказал, как компания экономит и где ищет деньги на объекты дальневосточного «РАО ЭС Востока», есть ли перспективы у малой гидрогенерации и ВИЭ, почему не стоит бросать БоАЗ ради нового проекта Дерипаски в Тайшете.

Тайга.инфо публикует касающиеся Сибири и Дальнего Востока фрагменты интервью Шульгинова «Коммерсанту». Оригинальный текст доступен на сайте издания. 

— Еще в прошлом году основным источником средств для энергетики Дальнего Востока считалась докапитализация «РАО ЭС Востока» за счет ВТБ, но потом схема неожиданно свернулась. Какова ситуация сейчас?

— Она не свернулась. Нельзя сказать, что это простая сделка или легкое решение. Мы прошли большой путь доказательств, были поручения правительства и президента, что нужна докапитализация. Состояние понятно: долговая нагрузка «РАО ЭС Востока» очень высока и только увеличивается. С того момента, как я пришел в компанию год назад, на 1 января 2017 года она будет уже больше на 15 млрд руб. В процессе обсуждения решили, что нужно еще раз оценить объем докапитализации, а также посмотреть на нашу инвестпрограмму, нет ли там избыточности, которую принято было закладывать.

— Почему возникла тема инвестпрограммы, если докапитализация готовилась для закрытия долгов?

— Исследуется состояние всей группы «РусГидро», включая «РАО ЭС Востока». И если долговая нагрузка позволяет вместе с «РусГидро» брать кредиты, то зачем просить докапитализацию? Есть ли деньги на инвестпроекты, увеличилась ли их стоимость? Поэтому была создана рабочая группа из экспертов «РусГидро», Минэнерго и других ведомств, которые еще раз в жарких спорах прошли эту доказательную базу и каждый инвестпроект.

Мы уточнили объем докапитализации, он уменьшился до 55 млрд руб. В целом при корректировке инвестпрограммы группы на пять лет мы ее вес уменьшили на 58 млрд руб. Общий объем инвестпрограммы будет 395 млрд руб. до 2020 года. В первую очередь сокращение идет за счет программы комплексной модернизации. Мы еще раз оценили техническое состояние объектов, сумеем ли при таких темпах техперевооружения и модернизации переломить тенденцию старения оборудования. После трагедии на СШГЭС была разработана масштабная, уникальная программа модернизации в течение 13 лет. По некоторым объектам мы вышли на пересмотр контрактов в сторону существенного уменьшения — и по стоимости оборудования, и по строймонтажу. А что-то методом сглаживания перенесли правее: программа была до 2025 года, теперь она продлена до 2030 года, что позволило растянуть финансирование.

После этого мы сделку обсуждаем по-новому. Нельзя сказать, что она на выходе, но мы уже считаем, что до конца года точно будет принято решение. Есть понимание в Минэнерго и других ведомствах. Нужно запросить снова предложения ВТБ и других банков. Мы считаем, что за это время прошли изменения, ключевая ставка ЦБ изменилась, можно ожидать изменений параметров сделки в лучшую сторону. Думаю, что в сентябре мы двинемся дальше и выйдем на согласованное решение. Самое главное — согласовать параметры.

— Каковы могут быть источники средств для Дальнего Востока? Последний крупный проект «4×4» — строительство четырех ТЭС — это госфинансирование на 50 млрд руб., которого не хватило.

— Да, не хватило, на это идут и деньги «РусГидро». Сегодня по этим четырем проектам, если учесть всю внеплощадочную инфраструктуру, сметная стоимость, которая прошла экспертизу с учетом проектных решений (сумма в 50 млрд руб. принималась при отсутствии проекта), составит 112 млрд руб.

— Почему все так подорожало?

— Не подорожало. Просто, во-первых, проектов тогда не было, во-вторых, очень большая «внеплощадка». Возьмем Якутскую ГРЭС-2, там нужно было строить, кроме станции, газопровод, дорогу, схему выдачи электрической мощности, схему водоотведения, теплотрассу. Каждый элемент ведет к удорожанию проекта на несколько миллиардов рублей. Обычно на стадии проектирования станции еще не знают, сколько стоят схема выдачи электрической мощности, схема выдачи тепла. То есть нельзя сказать, что это удорожание, просто посчитали по укрупненным показателям — 50 млрд руб. Когда начали проект делать — везде добавляются разные коэффициенты, уточняются требования. Все эти проекты прошли экономический ценовой аудит, госэкспертизу — цена невыдуманная. Это не удорожание, это учет всех требований в проектной документации. Плюс внеплощадочные объекты, например, на Сахалинской ГРЭС-2 строят железную дорогу для подвоза угля, объекты золошлакоудаления, а это громадные деньги.

— Итак, 50 млрд руб. дал бюджет, еще 62 млрд руб. — деньги «РусГидро». Строительство замещающей генерации на Дальнем Востоке возможно только по такой схеме — бюджет с помощью головной компании?

— Станции там старые, но по ним нет решений. Была программа развития энергетики Дальнего Востока, там все объекты прописаны, но финансирования не было. Эту программу нужно закрыть и разработать оптимальную и технически обоснованную. Сейчас мы этим и занимаемся. Как только эта программа пойдет, у нас появляется возможность обсуждать везде, особенно в Минэнерго, что за источники средств, в какие сроки выводить старую генерацию и строить новую.

— Программу пишет «РусГидро» или Минэнерго?

— Мы программу сами разрабатывали инициативно, прежняя даже утверждена приказом Минэнерго, но мы посчитали, что она избыточна, и сейчас мы запустили новую. Мы согласовали с Минэнерго техническое задание и сейчас деньги находим для разработки самой программы, потом будем согласовывать. Если все признают, что такие объекты и в такие сроки обоснованны, нужно будет искать источники финансирования.

— Самые болезненные точки — это Приморье, Артемовская и Партизанская станции?

— Не только, но и Хабаровская ТЭЦ-1, Райчихинская ГРЭС и Чульманская ТЭЦ и др. Эти ТЭС вырабатывают и электроэнергию, и тепло, и нужно найти оптимальное решение, что строить — какую тепловую, электрическую мощность. Где-то можно обойтись сетевыми решениями по электричеству и ставить котельную, это, может, дешевле будет. Но везде нужно исходить из разумности технических решений, не должно быть — чем дороже, тем лучше.

— Сейчас активно обсуждается тема дотирования энерготарифов Дальнего Востока. Текущая конструкция предлагает надбавку к цене оптового энергорынка, за счет чего понижаются дальневосточные тарифы. Это поможет региону?

— Потребителям точно поможет.

— А они сами этого хотят?

— Ну если под потребителем понимать администрацию регионов, которые жалуются на высокие тарифы по сравнению с остальной Россией… Они считают, что это поможет сделать тарифы привлекательными, инвесторы пойдут в регионы. Я знаю, что точно этого ждут потребители, они рассчитывают на это. Наверное, надо еще усилия предпринять, кроме понижения тарифов, чтобы инвесторы пришли. Обсуждается и другая тема, что надбавка приведет к повышению тарифов в европейской части РФ, там может сработать обратный эффект.

— Каким будет размер надбавки?

— Должен быть механизм доведения надбавок, который сейчас еще прорабатывается, но как он будет сделан, мы еще не понимаем. Закон будет принят Госдумой в осеннюю сессию, но подзаконные акты по части формирования надбавок еще нужно разработать. Размер надбавки будет определяться ежегодно.

— Какова ситуация с развитием Богучанского проекта после того, как «РусГидро» и «Русал» запустили первую очередь Богучанского алюминиевого завода? В частности, интересна ли компании идея «Русала» (Олега Дерипаски — прим. Тайги.инфо) не достраивать БоАЗ, а, наоборот, строить Тайшетский алюминиевый завод?

— В теории интересно, а на практике — нет. Технология на Тайшете эффективнее, совершеннее. Но мы БоАЗ не достроили, а теперь нужно ввязываться в новую стройку с партнером, менять долю в БоАЗе на Тайшет, вложить часть денег. Надо завершить эти стройки, подвести итоги и, главное, понять экономическую эффективность инвестиций в алюминиевые активы для «РусГидро» и только потом рассматривать вхождение в новые проекты. Мы сообщили правительству и Минэнерго, что пока не согласны с этим предложением. Но в то же время мы не исключаем, что когда-нибудь вернемся к этой идее.

— Сейчас БЭМО прибыльно для «РусГидро»? ВЭБ же давал деньги на этот проект, надо их возвращать.

— Пока об этом рано говорить, поскольку проект БЭМО еще не реализован. БоГЭС генерирует денежный поток, и мы уже с партнером выплачиваем проценты. В первую очередь мы продаем электроэнергию с БоГЭС БоАЗу по рентабельному для обеих сторон тарифу. Остаток реализуем на свободном рынке, где цены, конечно, выше. Сейчас БоГЭС вышла на проектную мощность, водохранилище достроено. Рассчитываем, что с ростом выработки возможности по выплате кредита и финансированию достройки БоАЗа увеличатся. Если не уходить в ТаАЗ, то можно достраивать вторую очередь, но ситуация будет зависеть от рынка алюминия.

— Сейчас «РусГидро» не запускает каких-то больших инвестпроектов и только достраивает то, что есть? Например, планируется ли на Дальнем Востоке строить Нижне-Зейскую ГЭС или противопаводковые ГЭС в бассейне Амура?

— Сейчас только достраиваем, поручения по новым объектам пока сняты. Причины разные. Количество и качество начатого пока не дает возможности задуматься о новых объектах: сначала стоит задача навести порядок с имеющимися объектами.

— У «РусГидро» есть интерес к малой гидрогенерации?

— Мы выиграли конкурс на три малых ГЭС по ДПМ ВИЭ. Но, к сожалению, на Сенгилеевской ГЭС не можем решить земельный вопрос.

— Что тогда делать с этим проектом?

— Мы надеемся договориться с «Советом рынка» и поменять на другой, аналогичный по мощности. По двум оставшимся Барсучковской и Усть-Джегутинской ГЭС планируем сделать проекты. Мы хотели бы сделать проект под ключ, но пока не нашли эффективную технологию. Вели переговоры с «Тяжмашем», «Норд Гидро», на ВЭФ посмотрим корейские технологии. Если бы нам удалось найти нужную технологию или партнера, мы могли бы разработать отдельную программу по малым ГЭС.

Владимир Дзагуто и Татьяна Дятел, «Коммерсантъ», №160 от 01.09.2016