Андрей Вагнер: «Ловим должников даже в офшорах»

«Т плюс» не самая большая генерирующая компания в России по установленной мощности, но одна из крупнейших на тепловом рынке. Именно в этой сфере она хочет или, как утверждает ее генеральный директор Андрей Вагнер, уже научилась зарабатывать с приемлемой маржей. Еще два года назад Вагнер говорил в интервью «Ведомостям», что износ теплотрасс в стране достигает 90% и, чтобы предотвратить катастрофическое старение инфраструктуры, нужны колоссальные деньги. В этот раз он рассказал, где и на каких условиях «Т плюс» привлекает кредиты, почему компанию не продали «Газпромэнергохолдингу» (ГЭХ), а также о стратегических целях на ближайшие 10 лет.

– Правильнее говорить, что теперь она все же прижилась, потому что в России уже 31 город перешел на альткотельную. Если же говорить про «Т плюс», то это 15 городов, а в ближайшие несколько лет их количество увеличится примерно вдвое. 

Поэтому речь скорее о сложностях внедрения этого механизма. Во-первых, он требует времени: от идеи перехода до принятия конкретных решений проходит порядка полутора лет. Разрабатывается [долгосрочная] программа развития системы теплоснабжения, где полностью просчитаны все необходимые инвестиции. Такого подхода пока во многих городах попросту нет, там не берутся планировать дальше 2–3 лет. 

– Ценовая зона, или альткотельная, – это простой механизм. Для определенного города делается расчет финансовой модели так, как если бы там строился новый тепловой источник и создавалась новая схема теплоснабжения с нуля. Рассчитывается, сколько это стоило бы, дальше [исходя из затрат] рассчитывается [долгосрочный] тариф и т. д. И он берется за эталон для данного города. Причем затраты рассчитываются не из стоимости ремонтов, а именно из капзатрат на создание нового источника тепла для города.

И дальше происходит выравнивание тарифов на теплоснабжение в одной ценовой зоне (городе) для всех жителей.

– Из крупных городов в ноябре уже подписали договор с Ивановом. Обсуждения ведутся с властями в Саратове и Екатеринбурге. В планах на 2022 г. порядка пяти городов, два из них я уже назвал, еще Орск, Ижевск, Дзержинск. 

– Это одна из проблем. Другая сложность в том, что обязательно участие и принятие на себя обязательств всеми сторонами: инвестором, муниципалитетом и другими участниками теплового рынка (где-то это сети, где-то отдельные котельные). От города требуется проявить в определенном смысле смелость, потому что появление механизма альткотельной предполагает, во-первых, долгосрочную инвестпрограмму и, во-вторых, рост объемов инвестирования в тепловую инфраструктуру. Но зато это дает стабильное понимание на 15 лет вперед, как будет развиваться жизнь теплового комплекса в городе.

– Проводится большая разъяснительная работа с жильцами [многоквартирных домов] и с властями. Не бывает такого, что все идет гладко. Есть определенные трудности, которые мы прорабатываем. Еще один проблемный аспект – разные тарифы на тепло в одном населенном пункте. Например, в Ульяновске до перехода на альткотельную действовало 12 разных тарифов – в разных районах свои котельные. То есть в одном доме платили условно 2400 руб., а в соседнем [за отопление той же площади] – 1200 руб. В результате мы договорились в течение восьми лет плавно выравнять цены: для одних заморозить, для других постепенно повысить. А в Перми, например, другая парадоксальная ситуация: отопление было дешевле для тех, кто жил ближе к ТЭЦ. 

По сути, концессия и альткотельная – единственное в России уже закрепленное в законодательстве решение [по механизму финансирования теплосетей].

– Я бы их не разделял. Концессия – это управление [госимуществом] со всеми инвестиционными механизмами. Также это решение проблем, начиная с потерь в тепловых сетях и потерь в деньгах и т. д. Когда мы говорим про альткотельную, это «единое окно», которое гарантирует потребителям услуги высокого качества. Фактически переход на новый уровень ответственности теплоснабжающей компании перед жителями. Оба механизма направлены на решение одной задачи, поскольку основой является инвестпрограмма и принятие стратегических решений.

«Стало легче финансировать проекты»

– Уровень износа теплосетей на сегодня составляет порядка 75%. Проблема возникла не из-за владельцев сетей или энергетиков, которые ими управляют, а из-за многолетнего недофинансирования. Существует тарифная схема, тарифы устанавливаются по так называемому социальному принципу, что и приводит к катастрофическому старению [теплосетевого комплекса]. Поэтому, наверное, правильно сейчас говорить о совместных действиях по выравниваю ситуации. Уже созданы для этого разные инфраструктурные проекты с участием государства, фонды ЖКХ, подключаются госбанки для увеличения финансирования. Мы этим активно пользуемся и за последние годы сделали большой рывок. Если в 2016 г. компания заменила всего 200 км теплосетей при общей протяженности свыше 19 000 км, которыми мы владеем и управляем, то в 2019 г. – уже 400 км, в 2020 г. – 492 км. По итогам этого года мы достигнем показателя на уровне 670 км. Это троекратное увеличение объемов и, соответственно, рост финансирования. В принципе, сейчас выходим на уровень [обновления теплосетей] 4–4,5% в год. Этого достаточно, чтобы остановить старение сетей. Но омолодить их такими темпами невозможно.

– Оптимально – по 8–10% ежегодно. Если говорить глобально, то износ 75% не только у нас, но и в среднем по стране во всех энергокомпаниях. Поэтому теплосети такими темпами нужно менять всем, чтобы выправить ситуацию. Если это перевести в рубли, то вопрос масштабности и сложности задачи очевиден.

– Изменения есть. Потому что, когда каждый год устанавливаются новые тарифы [на отопление], ни один инвестор в это, конечно, не вложится. Он не понимает перспективу, не понимает, куда вложил и на каких условиях. Ценовая зона и концессия – это базовые вещи, которые дают возможность инвестору просчитать [финансовую] модель. Инвестор понимает, куда он вложил и сколько заработает. Эти механизмы дали первый толчок [к сотрудничеству с кредиторами], они стали финансировать такие проекты. Это позволяет нам привлекать кредиты по самым низким ставкам, если сравнивать с другими компаниями в секторе электроэнергетики. Мы договариваемся с банками, или – правильнее говорить – с финансовыми институтами, также о проектном финансировании. На днях у меня были переговоры с банком «Открытие». Продолжаем переговоры со «Сбером», Газпромбанком, ВЭБом и ВТБ – т. е. с крупными госбанками.

О том, что стало легче финансировать проекты, говорит уже то, что за последние три года мы в 2 раза увеличили инвестпрограмму компании в теплосетях. За счет тарифов [за тепло] это невозможно. Еще около 6 млрд руб. вложили собственных средств. Сейчас выйдем на этап целевого финансирования под конкретный проект, и будет совсем хорошо.

– Имею в виду, что для нас бы было правильным не простое заимствование, что называется, на голову компании (кредит материнской компании. – «Ведомости»). А именно проектное финансирование, которое было бы направлено на [строящийся] объект с получением возвратности именно от него. И такие наметки уже есть – речь именно про тепловые сети. Например, под инфраструктурный проект – цифровизацию «Т плюс» – мы привлекли первые 12 млрд руб. по ставке 2,7% годовых. Сейчас подобные условия обсуждаем с фондом ЖКХ при участии Минстроя, но уже под вложения в тепловые сети. 

Возвращаясь к теме старения теплосетей: чтобы стабилизировать ситуацию, в ближайшие годы нам нужно вложить порядка 50–60 млрд руб. В целом же, чтобы навести порядок в сетях, нужно около 10 лет и 150 млрд руб. инвестиций. И мы уже движемся в этом направлении.

«Ценовые зоны для конкретных городов – правильное решение»

– На РСВ более гибкая ситуация, рыночная с некоторыми оговорками. Тепло же – это тарифно-монопольный рынок с рентабельностью на уровне 2–3%. Применение концессионных механизмов и ценовых зон чуть улучшает ситуацию, но не кардинально. Условно, рентабельность вырастает до 4–6%. Но в целом, конечно, рентабельность и маржинальность [этого бизнеса] улучшаются, появляется возможность долгосрочного планирования. Хорошо, что эти механизмы появились, в результате мы начинаем зарабатывать на тепловом бизнесе, чего раньше не было.

– Я к эталонам, посчитанным в Москве, отношусь очень осторожно. Просто это технически очень трудно сделать. Внедрение ценовых зон для конкретного города или региона, на мой взгляд, более правильное решение. Проводится согласование тарифов, и это означает, что все поддержали нас и дальше можно работать. И просчет более качественный, и результат. Даже несмотря на то, что мы тратим на подготовку полтора года. Спущенный сверху эталон хуже.

– Большая часть инвестпрограммы уже расторгована. Поэтому я бы говорил о своевременности этого решения. В целом оно правильное. Отборы тоже становятся более качественными, внедряется стимулирование использования парогазовых циклов. В результате, я думаю, будет более качественный счет – как в плане энергобаланса, так и в стоимости 1 кВт ч для потребителя.

– Для меня, как для руководителя генерирующей компании, чем больше покупают электроэнергии по рыночным правилам, тем лучше. Поэтому эта идея странная. Вот, к примеру, вам нужно купить в магазине 3 кг яблок. А вам говорят, что первый килограмм будет по рублю, второй – по два, а третий – по 3 руб. Как бы вы к этому отнеслись? Я в этом смысла не вижу.

– Если майнеры – некая отрасль [предпринимательства], то к ним так и надо относиться. И принимать для них отдельные правила [работы]. Нужно разобраться, что это за бизнес. У нас же сегодня разные тарифы для населения, промышленности и т. д. Это принцип общий. Нужно и место майнеров определить в этой системе, а не делать их виноватыми. Пусть работают.

– Дело отложено на 10 декабря, мы по-прежнему не получили информации о фабуле обвинения и доказательств неправомерного поведения.

«Наша инвестпрограмма для тепловых сетей – 23 млрд руб.»

– В последние три года мы наращиваем объемы вложений в тепловые сети, потому что до этого был небольшой перекос в генерацию. Если в 2019 г. уровень [инвестпрограммы] составлял 12 млрд руб. (для тепловых сетей), то в 2021 г. уже 23 млрд руб. То есть рост в 2 раза. Инвестпрограмма по генерации тоже растет, но в абсолютных цифрах объемы меньше, на 2021 г. – порядка 16 млрд руб. Скоро она тоже подтянется, поскольку начнется вторая программа ДПМ. 

– Она меняется каждый год. Есть такой термин «оптимизация тепловых узлов». Именно этим мы сейчас и занимаемся, есть целая программа. Большие вложения в нее уже сделаны, и многое реализовано. Например, в г. Березники Пермского края было три ТЭЦ. В итоге оптимизировали тепловую сеть и в городе осталась одна электростанция – ТЭЦ-2. На нее перевели всю тепловую нагрузку, провели модернизацию ТЭЦ и тепловых сетей. В итоге и обновили оборудование, и ушли от эксплуатации ненужных двух тепловых источников. Еще 3–4 года назад при установленной тепловой мощности 70 000 Гкал/ч потребность в самые холодные месяцы составляла всего около 42 000 Гкал/ч. Сегодня установленная мощность снижена до 56 000 Гкал/ч. В результате мы оптимизировали состав оборудования, увеличив загрузку и эффективность станции. Сейчас сложное инженерное решение по этой программе предстоит реализовать в Саратове, и в 2022 г. мы эту программу [оптимизации] закончим.

– Да, он сложный. Имею в виду проблематику, регулирование и проч.

– Это тоже. Когда цену [на тепло] регулируют, ты не знаешь, какую завтра установят. В 2021 г. стоимость металла, труб выросла в 2–2,5 раза, но цены на тепло никто людям не поднимал. Рост предельных тарифов в регионах на следующий год установлен на уровне 3–5%. А инфляция по этому году уже прогнозируется на уровне 8,5%. То есть отбить затраты, которые уже сделаны, получится в лучшем случае в 2023 г. В итоге что произойдет? За те же деньги будет заменено труб меньше, чем планировалось. Станет сложнее привлекать деньги под конкретный проект. 

Но, с другой стороны, я все равно с оптимизмом смотрю на перспективы теплового бизнеса. При запуске альткотельной находятся опции [для того, чтобы заработать]. Конечно, приходится брать в концессию городское хозяйство или переводить на себя. Мы не от хорошей жизни это делаем. Вот в Пензе городские теплосети накопили 1,5 млрд руб. долгов, сети не ремонтировали. Теперь нужно восстанавливать их, сокращать потери тепла. И это не единственный пример. 

– Можно в большей или меньшей степени. Если постепенно уходить от ежегодного тарифного регулирования и переходить к длинной экономике. Если у меня был тариф на тепло, условно, 100 руб. и я снизил затраты на 10 руб., мне бы просто пропорционально уменьшили тариф. Поэтому оптимизировать затраты не было никакого смысла. Нужно было доказать, что компания потратила вот такую сумму (которая закладывалась в тариф. – «Ведомости»), а эффективно или нет, не важно. Механизм длинного инвестирования, создание ценовых зон и концессий подразумевает упор на умении вести бизнес, снижать потери, зарабатывать. 

– За деньги, о которых я уже говорил, направленных на ремонт тепловых сетей, мы планировали заменить порядка 700 км, но в итоге выйдем примерно на 660–670 км.

– Например, Екатеринбург с его цифровой системой теплоснабжения. Для нас цифровая компания – это масштабная, широкая тема. Например, у «Т плюс» 54 электростанции, почти все они включены в программу цифровой трансформации. Ее цель – создать единый цифровой профиль: от тепловых узлов до учета сбыта тепловой энергии и документооборота. И эти программы уже реализуются. В 2024 г. планируем их завершить.

– По предварительным оценкам, на 2021–2024 гг. включительно порядка 42 млрд руб.

– Во-первых, локализация ограничила число компаний, которые могут в этой программе участвовать. Тем самым «Сименс», «Дженерал электрик» и др. были отсечены [от участия в конкурсе]. Во-вторых, мы выбирали газовую турбину на 80 МВт для строительства блока ПГУ на 110–115 МВт. Именно такой блок оптимален для наших ТЭС. А такую турбину пока, кроме «Силовых машин», никто в ближайшее время сделать не может. Поэтому и заявлялись на конкурс с их турбиной, которую обещают сделать к 2024 г. Хотя, конечно, всегда есть риски по качеству и срокам ввода при разработке нового агрегата. 

«Уровень собираемости платежей за теплоэнергию достиг почти 99%»

– 2021 год лучше прошлого. Нет того самого постановления правительства (об отмене начисления пеней за долги по ЖКУ. – «Ведомости»), с которым мы там долго бились, промышленность оживает. В результате выработка электроэнергии за 11 месяцев выросла на 7–8%, тепла – от 10 до 14% по разным регионам. Собираемость платежей тоже получше стала. Общая задолженность потребителей за тепло осталась примерно на уровне конца 2020 г. – 56 млрд руб. Во всех регионах, кроме Воркуты, уровень собираемости за тепловую энергию вышел почти на 99%. В Воркуте выйдем на 91% по году. Хотя ноябрь и декабрь пока не ясно, как пройдем. Население платит в этом году. Более того, мы все чаще выходим на прямые договоры с жителями на оплату тепла. Ну а неотключаемые потребители традиционно пользуются своим положением. Кто-то платит, а некоторые злоупотребляют своим статусом. 

– Речь про долги уральских предприятий, там есть такая проблема. Битва за деньги, как я ее называю. Приходится прослеживать все цепочки [собственности], находить активы и счета в офшорах и через суд взыскивать долги, накладывать аресты. Это позитивный пример и важная часть текущей работы.

– Высокогорский обогатительный комбинат на Урале. Я сейчас именно про него говорил, когда упоминал офшоры. Его долг – более 147 млн руб. за электроэнергию, по договору цессии с ЧМК (входит в ГК «Мечел») – 538 млн. Еще есть «Русский хром» в Свердловской области, долг у них за тепло и электроэнергию суммарно почти 300 млн руб. Неотключаемые потребители – Свердловский и Воркутинский водоканалы с долгами более 5 млрд руб. Пользуясь статусом, они не оплачивают энергоресурсы. Кировский биохимический завод – это более чем 500 млн руб. долга за электричество. Потребление идет, денег не платит совсем. Мы с каждым должником разбираемся отдельно. Сначала пытаемся урегулировать ситуацию в переговорах, но если нас не слышат, то мы вынуждены предпринимать активные действия по взысканию долгов. Тратить на это силы, отвлекаться от производства. Но, безусловно, закон на нашей стороне.

«Прибыль будет более-менее стабильной»

– Сейчас мы дорабатываем долгосрочную стратегию развития компании, которую до конца года утвердим. Для нас важно то, как «Т плюс» пройдет период 2024–2025 гг. в связи с завершением выплат по первой программе договоров на поставку мощности (ДПМ). Это чувствительная фаза. Поэтому все усилия в ближайшем пятилетнем цикле будут направлены на то, чтобы нивелировать этот финансовый провал за счет повышения эффективности. Частично эти усилия уже реализованы за счет того, о чем я говорил выше. В том числе снижение потерь в теплосетях на 950 млн руб. в год. Кроме того, мы уже зашли во вторую программу ДПМ и в Перми даже начали реализацию проекта. Много сделано в контексте принципов устойчивого развития (ESG) и развития технологий. Реализуется программа цифровизации в тепловом комплексе, которая в год будет давать 5–7 млрд руб. положительного эффекта.

– Прибыль будет более-менее стабильной. Мы вышли на уровень 15–20 млрд руб. в год и будем его придерживаться. По показателю EBITDA – на уровне около 60 млрд руб., который мы также будем стараться стабилизировать. В том числе с таким показателем без провала рассчитываем пройти тяжелый для нас период 2024–2025 гг. Далее планируем последовательный рост с целевой планкой по EBITDA в 75–80 млрд руб. к 2032 г. Цель финансовой модели и стратегии до 2032 г. – сохранить способность стабильно выплачивать дивиденды на протяжении всего этого времени. 

– Нет. Размер будет определяться каждый год исходя из финансового результата.

– По выручке не скажу. По EBITDA программа обеспечивала примерно 35%. Это 15–20 млрд руб. в год. В случае реализации инерционного сценария к 2025 г. недобор по EBITDA может составить 35–37 млрд руб., которые мы намерены компенсировать за счет повышения эффективности работы, чтобы в итоге выйти на показатель в 60–61 млрд руб.

– Да, все закончилось, переговоров нет.

– По целому ряду причин. Это вопрос оценки [компании], структуры будущих взаимоотношений. Разговор шел, по сути, не про продажу «Т плюс», а про создание совместной компании. Ну, не договорились и не договорились.

– Нет. Чтобы такую хорошую компанию купить, мало у кого на рынке есть деньги. (Смеется.) Если серьезно, то я считаю хорошим решением то, которое приняли акционеры: не продавать компанию, а в ближайшие годы продолжить двигаться в сторону ее развития.

«Оцениваем применение водорода»

– Мы уже много сделали. За последние четыре года сильно снизили показатели по выбросам СО2. В том числе за счет оптимизации потребления топлива. Например, за это время снизили более чем на 12 г удельный расход топлива на каждый киловатт-час вырабатываемой энергии. Сегодня в среднем по компании расход составляет 265 г на 1 кВт ч – это один из лучших показателей для российской энергокомпании, которая занимается органическим сжиганием топлива. На этом экономим 633 000 т условного топлива в год. Ежегодные выбросы СО2 уменьшили на 3,38 млн т (в год компания выбрасывает около 44 млн т СО2-эквивалента. – «Ведомости»). Переход на более экологичные виды топлива, о котором вы упомянули, тоже дает хороший результат. «Т плюс» стала практически на 100% газовой компанией по применяемому топливу. Если 3–4 года назад у нас в балансе было около 4,5% угля, теперь его почти нет совсем. Скоро выведем из эксплуатации угольную ТЭЦ-1 в Воркуте. Хороший результат дает и цифровизация.

– Оцениваем применение водорода. Но нужна понятная схема, мы же крупный потребитель – сжигаем в год порядка 24 млрд куб. м газа. По предварительным оценкам, водород экономичнее газа на 10–15%. То есть для тотального перехода на новое топливо нашим ТЭС нужно будет около 20 млрд куб. м водорода в год. Но есть вопросы транспортировки, хранения, которые не решены. Мы активно участвуем в обсуждении этой темы. У нас также есть большой парк собственного транспорта – автобусы, автомобили, спецтранспорт. Сейчас просчитываем перевод на водород.

– По большому счету у нас бизнес уже так и структурирован. «Т плюс» была одним из крупнейших игроков в России в сфере солнечной энергогенерации – сами построили 185 МВт. Затем этот бизнес выделили в СП с «Хевелом». Что касается основной части, тепловой и энергогенерации, – ее как разделишь на зеленую и не зеленую? Здесь, как я уже сказал, возможна только оптимизация и повышение эффективности.

– В принципе, наверное, да. Мы уже научились считать эффекты от экономии топлива, снижения потерь в сетях, снижения выбросов. Остальное зависит от государства в части создания зеленых инструментов и инвесторов и их готовности в это вкладывать.

– Скорее да. Во-первых, низкие цены – это результат того, что происходило в России в предыдущие годы. То есть налаживание производства, в том числе солнечных панелей, повышение локализации, наращивание объемов выпуска. Для всех участников рынка ВИЭ, включая и нас как инвесторов в солнечную энергетику, важен вопрос целеполагания. Понимание, что все движется в правильном направлении. Но пока не ясно, какой должна быть доля ВИЭ оптимальная в энергобалансе. Здесь негативный опыт Европы есть, где осенью снижение выработки ветряков усилило энергокризис. Поэтому сейчас Минэнерго и рынок ищут оптимальные решения. Россия – северная страна. Поэтому, например, для СЭС не так много точек, оптимальных для строительства, – это Краснодарский край, Оренбургская область, Алтайский край, Бурятия. Думаю, доля ВИЭ в энергобалансе такой большой, как в Европе, никогда не будет.

– У нас сделало прививки порядка 75% персонала. Есть филиалы, где эта цифра уже близка к 90%, а с учетом переболевших коронавирусом и к 100%. В результате даже во время очередной волны роста заболеваемости мы в компании этого не ощутили. В целом на защитные мероприятия, включая закупку масок, химобработку помещений и проч., потратили в 2021 г. около 1,5 млрд руб. Те проблемы, которые возникали, связаны в основном с нехваткой вакцины в регионах.

– QR-код – это некая форма фиксации защиты от коронавируса. С этой точки зрения мы свой персонал вакцинировали, защитили – и это главное. Поэтому лично мое мнение, не как директора «Т плюс», что требовать QR-код для использования транспорта – нонсенс. В данном случае отделять вакцинированных от невакцинированных, вводить для них ограничения [на перемещения] неправильно. 

– Да, одним из первых в компании. Еще в декабре прошлого года, летом 2021 г. прошел ревакцинацию.

– Это точно начало цифровизации компании. Разработать план, целеполагание – это важный этап, даже сложнее, чем этот план реализовывать. Второе – обеспечить прорывные темпы развития теплоэнергетического блока, в том числе по количеству обновленных теплотрасс. По летней программе 2021 г. – открытие ТЭС в Воркуте. Стройка была сложной и с технологической, и с организационной точек зрения.