Совет директоров ОГК-3, первой крупной генерирующей компании, контроль над которой перешел частному инвестору, «Норильскому никелю», утвердил поправки к инвестиционной программе компании. Новый собственник возражал прежде всего против строительства газовых энергоблоков в условиях, когда «Газпром» отказывается поставлять дополнительные объемы топлива, а также против внедрения неэффективного, на его взгляд, типа оборудования на угольных электростанциях. «Внесение корректировок в инвестиционную программу было поддержано всеми основными акционерами компании, -- говорится во вчерашнем пресс-релизе ОГК-3. -- Лишь дважды в ходе голосования представители РАО "ЕЭС России" воздержались -- по срокам ввода одного из блоков Южноуральской ГРЭС и блока №10 Костромской ГРЭС (или альтернативного ему проекта)». Таким образом, ОГК-3 прошла практически все необходимые процедуры, чтобы «отправиться в свободное плавание» -- выйти из системы РАО «ЕЭС России». О том, какие перспективы у частных компаний на российском электроэнергетическом рынке, обозревателю «Времени новостей» Николаю ГОРЕЛОВУ рассказал председатель совета директоров ОГК-3, управляющий директор «Интерроса» Андрей БУГРОВ.-- Вы не так давно выражали сомнения в том, что темпы роста спроса на электроэнергию окажутся ниже, чем прогнозируют РАО «ЕЭС России» и Минпромэнерго.-- В сравнении с оценками развития российской экономики сценарный прогноз РАО выглядит гораздо более оптимистичным, и в этой связи возникают опасения. Например, если все инвестиционные планы, которые задумало РАО, будут выполнены, не попадем ли мы в ситуацию, когда на рынке будет избыток производства электроэнергии? Ведь на фоне перспектив роста цен на газ, на электроэнергию будут созданы стимулы для энергосбережения, в основном у промышленных потребителей. Да, наверно, и в потребительcком секторе тоже. У меня вот жена лампочки купила, которые по три года не перегорают и меньше электричества потребляют. Они дороже, чем обычные, но за трехлетний период работы должны оказаться гораздо более выгодными.
-- Вы считаете, что избыток электроэнергии -- это плохо?-- Конечно. Потому что "Норильский никель", став собственником ОГК-3, в качестве инвестиционного обязательства получил необходимость строительства нескольких блоков в разных частях нашей страны. Для нас важно, куда мы эту электроэнергию будем продавать, будет ли на нее достаточный спрос. Сам по себе избыток не так уж и страшен, однако надо определиться, кто за это должен платить. Так или иначе, это все ложится на плечи потребителя. Вы хотите, чтобы вокруг вас стояло десять станций, которые вам не нужны, но за которые вам очень дорого придется платить? В качестве грубой индикации я бы привел пример предварительных расчетов, которые мы делаем: сегодняшняя цена за мощность окажется раза в три-четыре ниже той, какую мы будем иметь, когда начнется массовое строительство электростанций. Цены будут расти неизбежно. Мы, конечно, хотим зарабатывать деньги. Но насколько это надо потребителям -- промышленности, населению?
-- Но ведь РАО уже пошло на уступки инвесторам и разрешает не строить мощность там, где она не нужна.-- Но есть и примеры, когда мощность не востребована, но ее тем не менее строят. Северо-Западная ТЭЦ -- газа нет, второй блок стоит. Калининградская ТЭЦ -- то же самое. Кстати, строило РАО «ЕЭС».
Такие памятники на территории страны на самом деле не нужны.
-- Но ведь это газа нет. А дефицит энергии есть.-- А вы посмотрите, какой процент загрузки действующих станций. Костромская ГРЭС, входящая в ОГК-3, используется на 40%. То есть из 600 МВт не используется 360 МВт. И Системный оператор подтверждает, что так будет продолжаться до 2020 года. Почему в своих расчетах инвестпрограммы ОГК-3 РАО оставляет свободными 2000 МВт и при этом записывает необходимость строительства еще 1600 МВт? На Костромской ГРЭС блоки используются на 40%, а РАО записывает необходимость строительства еще двух парогазовых установок на 800 МВт, хотя газа на них нет. Так что это не просто проблема газа, а вопрос о необходимости строить там, где это действительно надо.
-- РАО с вами как с потенциальными инвесторами советовалось, когда разрабатывало схему размещения энергообъектов?-- Нет. Они обсуждали ее на заседаниях инвестиционного комитета. Но как можно на одном заседании рассмотреть такой масштабный документ? Справедливости ради надо отметить, что мы были в курсе происходящего в силу моего членства в совете директоров РАО "ЕЭС" и пытались каким-то образом повлиять на процесс. Но поскольку РАО -- государственная компания, решения принимаются директивами правительства. Таким образом, была утверждена инвестиционная программа, ее доложили в правительство, которое ее утвердило и положило в основу Генеральной схемы размещения энергообъектов электроэнергетики до 2020 года.
У меня возникает вопрос: а как все это сопряжено с развитием, например, атомной энергетики? Ведь сейчас с меня требуют построить 800 МВт на Костромской ГРЭС, но при этом выясняется, что на территории Костромской или Ярославской области «Росэнергоатом» собирается строить АЭС.
-- Анатолий Чубайс говорил, что, согласно исследованиям института под руководством Егора Гайдара, темпы роста потребления в любом случае будут в среднем на уровне 4% в год.-- Мы не говорим, что спрос не будет расти. Ведь экономика растет на 6--7% в год, мы ожидаем, что в среднесрочной перспективе такой темп сохранится. Рубль укрепится, доллар будет слабеть. Может, удастся с инфляцией справиться, если мы не будем наращивать госрасходы в непомерных объемах. Цены на сырьевые товары будут продолжать расти -- нефть уйдет за 100 долл. за баррель, подорожают никель, платина и другие сырьевые товары. В этом смысле обстановка благоприятная, и спрос на электроэнергию будет расти. Но вопрос в том, не создаем ли мы избыток мощности сверх того прироста, который появится.
-- У вас есть расчеты по этому поводу?-- Нет точных единых цифр, как нет и единой энергосистемы страны. Мы считаем, что тот объем мощности, который будет построен, будет превышать потребление. У нас будут неизбежно избыточные и дефицитные регионы. Урал выглядит как энергодефицитный, юг и Поволжье -- энергоизбыточные, а перетоков в нужных объемах может и не оказаться, поскольку пропускная способность сетей имеет ограничения. Заканчивается строительство Бурейской ГЭС, «Росэнергоатом» раздумывает, чтобы в том же регионе построить АЭС, у нас (у ОГК-3. --
Ред.) там Харанорская и Гусиноозерская ГРЭС, и мы должны ставить на Харанорской один или два энергоблока. А если не будет читинского проекта развития и разработки пяти месторождений медных и полиметаллических руд (там железная дорога строится, идет финансирование из инвестфонда порядка 2 млрд долл.), то не будет и масштабного роста спроса. Тогда в Китай надо поставлять. Для этого надо строить ЛЭП. Но это не наш бизнес! Мы не должны строить энергоблоки в расчете на гипотетические поставки в Китай.
-- Вы можете повлиять на объемы строительства энергомощностей?-- Мы пытаемся это делать. Например, договорились с РАО, что на Костромской ГРЭС будем строить не два блока, а один. Мы подготовили новую редакцию инвестпрограммы ОГК-3 на 2,7 млрд долл., которую вчера утвердил ее совет директоров. Перед нами, во-первых, сейчас стоит задача продемонстрировать рынку, что это за компания и какая у нее стратегия развития. Во-вторых, мы рассказываем инвесторам историю роста компании. То, что нам предлагает исполнить РАО за счет привлеченных от допэмиссии акций ОГК-3 средств, -- это обязательная программа, на 3 млрд долл., мы ее исполним, но в откорректированном виде, для того, чтобы проекты были обоснованными. Кроме того, есть «произвольная» программа, связанная с входящими в ОГК-3 станциями. Есть масса других возможностей на рынке. Например, энергодефицитные регионы, где мы считаем необходимым построить новые мощности или реконструировать действующие, найти площадку, поставщиков топлива. И выводить компанию за действующую территорию ОГК-3. Одновременно развивать компанию за счет дополнительных поглощений, приобретений. И в-третьих, пойти на строительство вертикально-интегрированной компании. Нам будут нужны свои источники угля, мы можем пойти в добычу, также мы пойдем на рынок сбыта электроэнергии.
-- Если вы будете приобретать новые генерирующие активы, то они ведь тоже имеют обременение в виде составленной в РАО инвестпрограммы...-- Да, мы смотрели на ТГК-10, там масштабная инвестпрограмма. Но ведь могут быть и другие возможности -- в сопредельных странах, например, в Казахстане, на Украине.
Аналитики, к которым я приду в ходе road-show, будут меня спрашивать о сценарных условиях, и я должен буду им доказывать, что спрос и предложение будут сбалансированными и электричество будет востребовано. И дальше будет разговор о цене строительства киловатта установленной мощности. Рынок перегрет настолько, что невозможно даже встать в очередь за заказами, не то чтобы получить оборудование. Рабочих нужно привозить из других стран. Генподрядчиков тоже сложно найти: наших нет, западные не могут принимать тот объем рисков, который в России существует.
-- РАО закладывало в инвестпрограммы ОГК и ТГК рост цены строительства киловатта установленной мощности?-- Оно исходило из цены для угольных станций в 1200 долл. за кВт. Сегодня такой цены нет, сейчас 1500--1600 долл. А для блоков с циркулирующим кипящим слоем (их в России еще никто не ставил, РАО же настаивает ставить, например, на Черепетской ГРЭС именно их) -- далеко за 2 тыс. долл. Одна из цифр, которую я слышал, -- 2400 долл. Это просто убивает экономику проекта.
-- Но отказаться от строительства энергоблоков вы не можете...-- И не хотим.
-- Тогда вам надо резко увеличивать инвестпрограмму?-- Нам надо принять правильное инвестиционное решение по каждому проекту. По оборудованию, которое мы будем использовать, и по географии строительства. Кроме того, решить вопросы по договорам на поставку мощности и по присоединению новых блоков к сетям. Присоединение оказывается чрезмерно дорогим. Оно не должно лежать на генерирующей компании, оно должно лежать на Федеральной сетевой компании и быть включенным в тариф (в конце концов все равно будет платить потребитель). Причем когда РАО писало инвестпрограмму, в некоторых проектах оно забыло про присоединение. Например, на Харанорской станции мы должны найти около 100 млн долл. для того, чтобы построить 300 км ЛЭП за свой счет. Интересное дело, а для чего тогда все планы развития ФСК? Они должны же быть сопряжены с Генсхемой размещения энергообъектов.
Реализовывать всю инвестпрограмму за счет капитальных средств -- это слишком дорого, должно быть кредитное плечо. Поэтому мы «обязательную» программу реализуем за счет капитальных вложений, а дополнительно к этому еще один или два крупных и интересных проекта -- за счет заемных средств. Я считаю, что наша «произвольная» инвестпрограмма более амбициозная, чем та, что нам предлагает РАО.
-- Можно ли спрогнозировать, как вырастет цена киловатт-часа в связи с ростом стоимости инвестпроектов?-- Я думаю, а два раза минимум.
-- Насколько вы считаете правильной ситуацию, когда переговоры с «Газпромом» о поставках газа на перспективу ведет РАО, которое будет реорганизовано в следующем году, а контракты исходя из этих договоренностей заключают ОГК и ТГК?-- Это, наверно, переходный момент. Я думаю, через какое-то время мы выйдем на переговоры сами. Фактически в этом году все для этого сделано. Хотя РАО согласовало типовой контракт, и отходить от него уже достаточно сложно. Мы будем корректировать в рабочем порядке какие-то моменты. Ведь контракты «Газпром» заключает на пять лет, а с Евросоюзом -- на 25 лет. Несправедливо. Система take or pay («бери или плати», на основе которой заключаются контракты с ТГК и ОГК. --
Ред.) выгодна монополисту, и он может диктовать свои условия. Но она же недоделанная у них (у РАО и «Газпрома». --
Ред.)! Я заплатил, купил, значит, та часть, которая мною не выбрана, все равно должна быть моей, и я должен иметь право в случае чего кому-нибудь ее продать через ту же газовую биржу. Равно как продать газ, который возникает от экономии на издержках, от внедрения нового эффективного управления. А этот ключевой инструмент для эффективности всей системы отсутствует.
-- А когда вы напрямую будете вести переговоры с «Газпромом», чего вы реально можете добиться?-- Я бы обсуждал с «Газпромом» неустойки, размер коэффициентов к цене за недобор или перебор. В зависимости от станции по выходным дням не применял бы штрафные санкции. Я бы сделал договоры гораздо более долгосрочными. Этот вопрос поставлен, переговоры ведутся. Но это уже коммерческая сторона вопроса. Вся проблема по-прежнему в том, что внешняя и внутренняя цена газа существенно различаются. И внутрироссийские поставки для «Газпрома» являются второстепенными. А независимых производителей в стране по большому счету нет.
-- Но ведь предполагается же переход на равнодоходную цену на внутреннем рынке.-- Да, предполагается. Посмотрим, как это будет выглядеть. Но ведь в трубу влезает ровно столько, сколько в нее влезает. Так что от монополизма не уйти.
-- Вы не рассматривали возможность создания с «Газпромом» совместного предприятия в электроэнергетике? Может, легче было бы договариваться.-- А вы бы мне посоветовали? Конечно, если бы была проведена реформа «Газпрома» -- с разделением на добычу, транспортировку и сбыт, с приватизацией добычи и чтобы газопроводы остались в руках государства, что, в общем, было бы правильно, -- было бы легче создавать СП. Но в таком случае можно и с независимыми производителями договариваться.
-- Как вы относитесь к тому, что ФАС предлагает ограничить присутствие одной структуры в зоне свободного перетока 20%? Ваша компания попадает под это ограничение?-- Электростанции в ОГК и ТГК так распределены, что монополии пока не возникает, кроме, может быть, юга России. Так что здесь если и надо расчет делать, то только вокруг «Газпрома» -- он имеет очень большое присутствие. Для всех остальных производителей этой проблемы не существует. А для «Газпрома» эта проблема будет решаться так же, как все другие его проблемы.
-- В связи с множеством проблем, о которых вы говорите, энергетика может являться привлекательным бизнесом?-- Я невольно создал впечатление, что недоволен происходящим в электроэнергетике. Хотя на самом деле наоборот.
Я считаю, что «Норильский никель» приобрел довольно-таки неплохой актив с большим потенциалом развития и с возможностью очень эффективного управления. Просто беспокоит то, что мы серьезно экономим и сокращаем издержки, а в результате инфляция и сильный рост цен на оборудование весь наш финансовый результат съедят. Но это все равно не означает, что ничего не надо делать. В целом генерация скоро станет, может, не самым прибыльным бизнесом, но весьма доходным и устойчивым.
-- А почему же тогда иностранцы покупают так мало энергоактивов?-- А потому что нет большого числа иностранцев, которые в состоянии прийти на наш энергорынок. Мы ведь всегда говорим о ком? В основном о крупных европейских компаниях -- Electricite de France, E.ON, Enel, региональном игроке Fortum, и, пожалуй, все. Американские компании предпочитают работать у себя, есть только одна компания -- AES, которая смотрит на региональные энергорынки на разных континентах. Но для нее наш рынок очень большой.
-- Весной Владимир Потанин и Михаил Прохоров договаривались, что контроль над «Энерго-Полюсом», энергоактивы которого планируется выделить из «Норильского никеля», достанется г-ну Прохорову. С тех пор эта договоренность не изменилась?-- На самом деле идут переговоры между акционерами на эту тему. Они займут какое-то время с точки зрения поиска глобального решения, подходов. Мы же исходим из того, что компания будет выделена, и там останутся акционерами и Потанин, и Прохоров. А будет ли потом обмен активами или же еще что-то? Это будет их сделка. Что касается каких-то изменений договоренностей, то по крайней мере мне об этом ничего не известно.
В ОГК-3 входят Костромская, Печорская, Черепетская, Харанорская, Гусиноозерская и Южноуральская ГРЭС суммарной установленной мощностью 8500 МВт. Четыре из шести станций -- Черепетская, Южноуральская, Гусиноозерская и Харанорская ГРЭС -- используют в качестве основного топлива семь марок углей, которые поставляются из 16 разрезов, принадлежащих десяти различным компаниям. В структуре установленной мощности ОГК-3 доля угольных блоков составляет 40% -- 3300 МВт.
Инвестиционную программу ОГК-3 можно условно разделить на две большие группы, говорится во вчерашнем сообщении компании, -- реализуемые и перспективные инвестиционные проекты. Реализация первой группы проектов позволит увеличить мощность действующих станций на 2135 МВт при общем объеме инвестиций более чем 90,5 млрд руб. Среди них -- установка пылеугольного блока мощностью 225 МВт на Харанорской ГРЭС (срок ввода -- 2011 год, предполагаемый объем инвестиций -- более 8,7 млрд руб.), строительство двух энергоблоков по 225 МВт на Черепетской ГРЭС (срок ввода -- не позднее 2012 года, 25,3 млрд руб.), реконструкция и восстановление энергоблока №4 на Гусиноозерской ГРЭС (2011 год, более 1,5 млрд руб.), строительство энергоблоков суммарной мощностью 450 МВт на Южноуральской ГРЭС (2011--2012 годы, 25,3 млрд руб.), строительство парогазовой установки мощностью 800 МВт на Костромской ГРЭС или альтернативный проект с учетом предложений Cистемного оператора (2013 год, около 29,6 млрд руб.). Перспективные инвестиции предполагают реконструкцию существующих угольных энергоблоков на Гусиноозерской ГРЭС с увеличением рабочей мощности, альтернативные инвестиционные проекты на новой Южноуральской ГРЭС, строительство ПГУ в ряде энергодефицитных регионов России -- в общей сложности около 2500 МВт новых мощностей, которые будут введены в 2011--2013 годах.
