Михаил Хардиков: «Я не знаю, где в России можно привлечь 15-летние деньги на приемлемых условиях»

Снижение деловой активности и локальные ограничения, вводимые властями различных стран для борьбы с коронавирусом, ударили по многим отраслям экономики, в том числе по энергетике.

По данным Международного энергетического агентства, по состоянию на июнь 2020 г. энергопотребление в мире отставало от прошлогодних показателей на 10%, только в августе оно начало постепенно выравниваться. Энергосистема в России прошла пиковые месяцы кризиса относительно спокойно: в апреле потребители, с учетом изолированных энергорайонов страны, выбрали 84,3 млрд кВт ч энергии (минус 2,8% к апрелю 2019 г.), в мае – 77,6 млрд кВт ч (минус 5,3%), в июне – 74,1 млрд кВт ч (минус 5,9%). К сентябрю темпы снижения потребления стали минимальными.

Однако с октября в стране вновь начала расти заболеваемость COVID-19, и сейчас очевидно, что Россия, как и весь мир, переживает вторую волну пандемии. И она может оказаться еще более жесткой, чем первая. О том, как энергетики прошли первый пик коронакризиса, готовы ли они ко второй волне и какие слабые места обнаружились в работе генерации и регулировании отрасли, – «Ведомостям» рассказал глава энергетического бизнеса En+ Group, гендиректор «Евросибэнерго» Михаил Хардиков.

– К сожалению, можно констатировать обострение ситуации с заболеваемостью. Но мы готовились к осени, проводили тренировки сотрудников, а также продумывали, где брать резервный персонал. Сегодня проблема в том, что на фоне роста заболеваемости в регионах персоналу сложно получить своевременную медицинскую помощь. Мы стараемся делать все возможное, чтобы наши сотрудники ее получали. В частности, строим современные медцентры в городах присутствия предприятий En+ и «Русала» (дочернее предприятие En+. – «Ведомости»), которые будут оснащены современным оборудованием и ориентированы в первую очередь на борьбу с коронавирусом.

– Ограничения, введенные из-за коронавируса, привели к существенному снижению потребления в энергосистеме страны. На выработке тепловых станций сказалась также теплая погода зимой и весной и рост выработки ГЭС. Выработка тепловых станций во II квартале год к году упала на 22,5% в целом по группе En+ до 2,4 млрд кВт ч. При этом гидрогенерация в этом году работала стабильно. Самая сложная ситуация действительно складывалась в первые три месяца пандемии – с марта по май. Но кризисный сценарий, при котором падение потребления в Сибири должно было составить 10%, к счастью, не реализовался – за 10 месяцев падение потребления по энергосистеме Сибири составило всего 1,4%. Максимальное снижение наблюдалось в мае – на 4% к маю 2019 г., в июне и июле темпы падения замедлились до 1,2%, а в августе до 0,5%.

Крупные потребители Красноярского края и Иркутской области, где расположены ключевые энергетические активы En+, сохранили работоспособность и потребление энергии – в августе в этих регионах даже наблюдался рост потребления на 1,2 и 0,5% соответственно к августу 2019 г. Но в ряде регионов Сибири потребление энергии за тот же месяц сильно упало. К примеру, в Томской области оно снизилось сразу на 19%.

Ситуация в энергосистеме Сибири отличалась от других регионов тем, что энергоемкие производства не закрывались и не снижали потребление электроэнергии. Этого не делал, в частности, входящий в периметр En+ «Русал». Но в других регионах России складывалась более тяжелая ситуация. Наиболее острая – в энергосистеме Урала, где в мае – июне потребление электроэнергии рухнуло на 10%. Там и сегодня сохраняется неблагоприятная ситуация – минус 8% потребления за III квартал.

Сильно пострадала из-за коронавируса энергосистема Средней Волги – в пиковые месяцы (апрель и май) падение потребления электроэнергии также достигало 10%. Пока преждевременно подсчитывать точную сумму финансовых затрат с нашей стороны, оценивать их будем по итогам года. Цифра будет складываться из двух составляющих. Первая – вложения компании в защиту сотрудников от коронавируса, мы ранее оценивали их в размере не менее 1 млрд руб. Вторая составляющая – ухудшение платежной дисциплины. 

– Пик неплатежей пришелся на апрель. Из-за пандемии мы тогда вынуждены были перевести на удаленный режим работы часть людей и закрыть фронт-офисы своих сбытовых компаний в Иркутской области и Нижнем Новгороде. В результате в апреле в Иркутской области платежи снизились на 15% к аналогичному периоду прошлого года, в Нижнем Новгороде – сразу на 40%. В целом по группе собираемость платежей на розничном рынке снизилась в апреле на 17%. Несколько сгладило ситуацию то, что мы на протяжении многих лет развивали онлайн-сервисы и приложения, которые позволяли людям платить за электричество дистанционно. По итогам года ждем роста неплатежей на уровне не менее 10%. Собрать их рассчитываем теперь уже только в 2021 г.

– Основная масса обращений с просьбами об отсрочке была в апреле – мае. На конец июля поступило более 650 обращений от гостиниц, ресторанов, фитнес-клубов, турбаз и других коммерческих потребителей. Каждое из них рассматривалось индивидуально. Сейчас ситуация стабилизировалась – после июля количество обращений с просьбами об отсрочках существенно снизилось. Но в октябре мы вновь начали усиленно мониторить ситуацию с просрочкой платежей на фоне ухудшения ситуации с заболеваемостью коронавирусом. За октябрь неплатежи выросли на 12%.

– Есть существенное снижение цен на так называемом рынке на сутки вперед (РСВ), особенно в европейской части страны. Пик снижения цен в европейской части страны и на Урале пришелся на май – относительно мая 2019 г. цены упали на 18%. И это происходит на фоне падения потребления энергии. Вторая важная проблема, которую я уже упоминал и которая сегодня не решена, – рост неплатежей. Узаконенная возможность не платить вовремя за электроэнергию (до 1 января 2021 г. постановлением правительства установлен запрет на начисление пеней и штрафов за просрочку оплаты. – «Ведомости») является угрозой для всей производственной цепочки энергетических предприятий. Генераторы просили правительство сократить срок действия моратория на начисление пеней – изначально до 1 июля 2020 г. 

– Он неоднократно поднимался, но правительство оставило решение в силе. 

– Энергетические активы En+ Group вошли в перечень системообразующих предприятий. И, как и другие в этом списке, должны были получить доступ к льготному кредитованию. Но критерии, которые установлены для получения такой помощи, в частности снижение выручки не менее чем на 30%, не достигнуты. Поэтому льготными кредитами воспользоваться не удалось. Другие меры поддержки, такие как обеспечение платежной дисциплины, компенсация расходов на защиту персонала от коронавируса, снижение штрафов за задержку ремонтов в связи с отстранением заболевших сотрудников подрядных организаций, пока также не работают. 

Проектное финансирование не работает

– Корректировать инвестпрограмму мы не планируем. В принципе, в период пандемии и с учетом мировых трендов стало понятно, что вектор развития у нас правильный – это фокус на экологию, проекты устойчивого развития, концепцию ESG и т. д. Самые крупные проекты – модернизация ГЭС Ангаро-Енисейского каскада «Новая энергия». Планируем начиная с 2022 г. производить по 2 млрд кВт ч в год чистой энергии. Объем воды, используемый для этого, не изменится. К 2025 г. программа позволит предотвратить выбросы парниковых газов на 2,9 млн т ежегодно за счет замещения выработки тепловых станций Сибири гидрогенерацией группы.

В этом году завершим замену гидроагрегата на Иркутской ГЭС, в ближайшее время состоится его запуск. В 2021 г. продолжим замену рабочих колес на Красноярской и Братской ГЭС, контракты на поставку оборудования уже подписаны. До 2026 г. планируем в программу модернизации «Новая энергия» инвестировать 21 млрд руб. Также в силе планы по строительству в рамках программы ДПМ ВИЭ (договор о предоставлении мощности. – «Ведомости») малой Сегозерской ГЭС в Карелии. До конца года планируется выход на площадку, во второй половине 2022 г. – ввод в эксплуатацию. В следующем году начнется активная фаза в рамках модернизации тепловых станций.

– Вынужден с сожалением констатировать, что проектное финансирование в России для энергетиков и промышленности не работает. Долгосрочные кредиты под инвестиции привлечь практически невозможно. В чистом виде проектное финансирование – это долгосрочные кредитные ресурсы с привлекательной ставкой, в качестве обеспечения по которым выступают денежные потоки только самого проекта.

По факту сейчас, когда речь идет о проектном финансировании, от компании обязательно требуется дополнительное обеспечение от основного бизнеса. Причем зачастую оно больше, чем объем привлеченного кредита. А ставки по длинным кредитам гораздо выше, чем по краткосрочным. В итоге так называемое проектное финансирование не привлекательно для бизнеса. При этом сроки окупаемости в рамках программы ДПМ-штрих (вторая программа поддержки строительства и модернизации генерирующих мощностей в России. – «Ведомости») или ДПМ ВИЭ составляют 15 лет. Я не знаю, где в России можно привлечь 15-летние деньги на приемлемых условиях.

– Длинных денег банки в принципе не дают. Деньги на 3–5 лет – это облигации. Поэтому если брать пятилетние кредиты, то логично ориентироваться на ставки по облигациям. Ставки, которые были в сентябре – октябре, составляют в среднем 7–9% годовых, в некоторых случаях достигают 9,5% – и это при ключевой ставке ЦБ 4,25%. Короткие деньги должны стоить не больше чем ключевая ставка ЦБ плюс 1%. 

– У нас чистый долг по энергетическому бизнесу En+ порядка 320 млрд руб. по состоянию на конец июня 2020 г. Мы хотим его немного снизить. 

– Не совсем правильно говорить, что «Иркутскэнерго» хочет от чего-то избавиться. Консолидация теплового бизнеса в отдельном контуре – продолжение нашей стратегии управления активами. Например, в 2013–2017 гг. мы провели консолидацию гидроэлектростанций на базе компании «Евросибэнерго-гидрогенерация». Этот опыт оказался успешным. Сейчас для повышения эффективности консолидировали тепловой бизнес в недавно созданной Байкальской энергетической компании (БЭК). Совет директоров En+ поручил нам разработать дальнейшую стратегию развития данных активов. Мы в процессе, и продажа лишь один из вариантов. 

– Это лишь одна из возможностей. Все зависит от того, будет ли это выгодно. 

– Думаю, до конца года. В целом БЭК уже стала субъектом оптового рынка энергии и мощности, т. е. основные этапы пройдены. 

– Если говорить про угольщиков, то риски понятны: снизился спрос на их продукцию и цены на нее. В угольной генерации другая обстановка. На фоне пандемии обострилась тема, связанная с экологией, и переход к безуглеродным технологиям может ускориться. Но коронавирус напрямую не влияет на угольную генерацию. Есть долгосрочная стратегия развития угольной отрасли в России, согласно которой на горизонте 10 лет она будет занимать в энергобалансе страны 45–46%. Нет оснований полагать, что пандемия ускорит процесс вывода угольной генерации. Хотя общий тренд постепенного перехода к безуглеродной экономике есть. И мы активно поддерживаем такую модель. На первом этапе важно, чтобы компании, особенно ориентированные на экспорт, начали сами вести учет выбросов CO2. Это новый элемент конкурентоспособности. 

Кого и как поддерживать

– Негативно влияет. Большая энергетика строилась в расчете на сбалансированное потребление со стороны крупных потребителей и населения. И когда оптовые потребители уходят на собственную генерацию, баланс рынка нарушается. От этого страдает не только генерация, но и сетевые компании. Но есть объективные причины. Во-первых, увеличенная нагрузка на потребителя, в том числе и вследствие нерыночных надбавок. Во-вторых, развитие технологий и появление новых источников энергии, из-за чего собственная генерация становится для предприятий более дешевой и доступной. Есть потребители, которые за счет собственной генерации полностью обеспечили энергией и теплом свои заводы, к примеру группа «Илим». Но сегодня таких предприятий немного. В целом в 2020 г. выработка электростанций, являющихся частью промышленных предприятий, составила около 7,5% от объема потребления промышленности, в Сибири – около 5,5%. Энергия генерирующих компаний в принципе должна быть дешевле, чем создание собственных энергомощностей. Мы ведем постоянную работу с крупными потребителями, чтобы они оставались с нами. 

– Абсолютно верная позиция. По нашим расчетам, объем межтерриториального субсидирования достигает 10% от всех трансфертов в России. В цене энергии для конечного потребителя доля нерыночных надбавок доходит до 10%. То есть энергорынок начал выполнять функции распределения бюджетных средств между регионами. Есть много экспертных заключений на этот счет, из которых следует, что перекрестное субсидирование одних потребителей за счет других неэффективно. Если требуется субсидирование отдельных категорий потребителей, то это должно решаться за счет ресурсов бюджетов – от федерального до муниципальных. И в этом направлении сделан первый шаг: правительство уже внесло в Госдуму законопроект, запрещающий появление в РФ новых регионов с особыми условиями ценообразования на электроэнергию.

– Ставить знак равенства между ликвидацией перекрестного субсидирования и снижением поддержки отдельных категорий потребителей энергии некорректно. Это два разных вопроса. Первый – какие категории потребителей надо поддерживать, а второй – какими способами. Первый вызывает много дискуссий. Есть социально незащищенные слои населения, для них и текущие тарифы являются довольно высокими. Чтобы их поддержать, и установлены в целом льготные тарифы. Такой подход стимулирует зачастую неэффективное использование энергии. Например, если говорить про Иркутскую область, где самый низкий тариф на энергию в стране, среднее потребление на одного человека в месяц составляет порядка 170 кВт ч – вдвое больше, чем в любом другом регионе Сибирского федерального округа. Кроме того, в Иркутской области 0,7% абонентов-физлиц расходуют порядка 13% от всей электроэнергии, потребляемой населением. На каждое такое домохозяйство приходится порядка 11 000 кВт ч в месяц. Для сравнения: в среднем московская квартира потребляет за месяц 700–900 кВт энергии. 

– Это частные дома, которые отапливаются электроэнергией. Это коттеджи, где есть бассейны с подогревом, теплые полы, где используются довольно энергоемкие технологии или оборудование. Есть категория потребителей, которые занимаются майнингом, часто незаконным. Возникает резонный вопрос: насколько обоснованно субсидировать их за счет крупной промышленности? Льготы по оплате электроэнергии нужно давать только тем, кто в них нуждается. Мы не говорим о том, что нужно отменить льготы, но их нужно сделать адресными. Поэтому если объективно посмотреть на «перекрестку», то этот механизм неэффективен – реальный рост благополучия населения не коррелирует со льготами на оплату энергии. В то же время бюджет недополучает налоги, из-за того что крупная промышленность переплачивает за электроэнергию, а бизнес не имеет возможности создавать новые рабочие места и теряет конкурентоспособность.

Зеленое будущее

– Как известно, действующая программа поддержки генерации на основе возобновляемых источников (ДПМ ВИЭ) продлена до 2035 г. И сегодня ведется обсуждение новых параметров. В ее рамках прежде всего должны быть обеспечены стимулы снижения затрат на единицу вырабатываемой энергии. Мы участвуем в этой программе – например, планируем построить Сегозерскую малую ГЭС. Это правильное направление с точки зрения экологии. 

– Мы построили в Хакасии одну солнечную станцию – Абаканскую СЭС на 5 МВт. Последний конкурс по солнечным станциям показал существенное снижение капитальных затрат (капекса). Победитель, который забрал почти все проекты по солнцу, предложил сильное снижение по вложениям на 1 кВт мощности – порядка 50% (до 60 000 руб. на 1 кВт) на отборе в 2018 г. и более чем вдвое (до 50 000 руб. на 1 кВт) на отборе в 2019-м. Пока мы сравняться с такими предложениями не можем. Также нужно учитывать повышение требований по локализации оборудования. Но наша компания с интересом смотрит на это направление. Хотя, по нашим оценкам, текущий уровень требуемой локализации не позволяет достичь подобного снижения удельных капитальных затрат, в частности учитывая существенное ослабление курса рубля в последнее время. В целом данные факторы не обеспечивают приемлемую экономику проектов СЭС.

– Цифровизация – одна из стратегических задач для нас. В компании создан комитет по цифровизации, утверждена дорожная карта до 2025 г. По генерации – это внедрение риск-предиктивного подхода: онлайн-планирование техобслуживания и ремонта оборудования, система мониторинга надежности, цифровые системы управления электростанциями, управление поставками оборудования и материально-технических ресурсов и т. д. В сбытовой деятельности – big data и проекты развития интеллектуальных сервисов для потребителей, а также анализ платежной дисциплины. Все эти направления мы планируем объединить в единую систему на основе машинного обучения и нейронных сетей. Если говорить про действительно инновационные направления (не считая инвестиций в приборы учета, устройства релейной защиты и прочие обязательные мероприятия), то за последние 5 лет в проекты цифровизации компания инвестировала около 280 млн руб., из них 80 млн руб. – в 2020 г. Мы планируем продолжать эту работу. Среди приоритетных направлений – цифровизация ГЭС, тепловых станций, сбыта и процессов закупки.

Многие проекты пока находятся на стадии разработки и начала реализации, поэтому считать эффекты от их внедрения рано. Но их эффективность определяется не только финансовыми показателями. Ее можно измерить по-другому – например, ожидаемым ростом производительности труда (до 25%), снижением несчастных случаев на производстве (до 40%), сокращением времени на обслуживание оборудования и ремонт (до 40%).  

– Появление сертификатов создаст серьезное конкурентное преимущество для промышленности. Также будет стимулировать строительство возобновляемых источников энергии. Главный вопрос в прозрачности такой сертификации и торговли этими бумагами для любого из участников рынка. Должен быть обеспечен максимальный доступ к информации по сертификатам с полным пониманием того, кто с кем и на каких принципах ими торгует. Производители, которые вырабатывают чистую энергию (солнечные, гидро- и ветряные станции), точно должны иметь право такие сертификаты выпускать и продавать. Для экспортеров будет важно, чтобы они соответствовали международным стандартам, потому что именно им придется подтверждать экологичность своей продукции в ЕС. А с Минэнерго еще предстоит обсудить, как относиться к сертификатам, выданным объектами, построенными в рамках программы ДПМ ВИЭ. В общем, есть о чем договариваться. 

– По АЭС воздержусь от комментариев. Но большие ГЭС точно нужно включать в программу сертификатов. Вопрос – заменят ли такие низкоуглеродные сертификаты ДПМ ВИЭ? Думаю, что если это и произойдет, то точно не сейчас. Пока нет рынка таких бумаг, нет прозрачной действующей площадки для торговли ими. Нужно запустить этот механизм в тестовом режиме, провести несколько сделок, посмотреть, как пойдет. А дальше ориентироваться на спрос и стоимость сертификатов. Тема перспективная, мы точно будем ею заниматься.