Андрей Вагнер: «Через 10 лет ресурс теплосетей будет выработан на 98%»

Гендиректор «Т плюса» анализирует реформы в энергетике, состояние теплогенерации и рассуждает о перспективах во­зо­бно­вляемых источников энергии (ВИЭ) и мусорных ТЭЦ в России
Андрей Вагнер, генеральный директор «Т плюса» /Андрей Гордеев / Ведомости

Андрей Вагнер работает в электроэнергетике около 40 лет. В сентябре он был назначен генеральным директором холдинга «Т плюс», где работает последние 10 лет. В 2016–2017 гг. Вагнер уже управлял компанией, но в качестве временно исполняющего обязанности. Тогда он возглавил холдинг в результате кадровых перестановок после увольнения Бориса Вайнзихера, арестованного по уголовному делу о даче взяток руководству Коми. Это дело – единственная тема, которую Вагнер отказался обсуждать. 

Зато рассказал о том, как компания привлекает инвестиции в теплоэнергетику и как идут переговоры по продаже «Т плюса» «Газпром энергохолдингу» (ГЭХ). Стороны остановились на стадии оценки, но переговоры не закрыты, уверяет Вагнер.

– Вы участвовали в реформе РАО ЕЭС. Спустя годы как вы оцениваете ее результаты? Достигла ли она своих целей – привлечения инвестиций и создания энергетического рынка?

– Прошло около 15 лет с начала реформы, и, конечно, ее уже можно оценивать. Наверное, большая часть задуманного состоялась: произошло переформирование рынков, изменилась схема владения, что позволило привлечь инвесторов.

Что не сделано – реформа системы теплоснабжения. Об этом много говорили еще во времена РАО, но не нашли подходов. Для нас, как для теплогенерирующей компании, это важная и сложная тема: производство, передача и распределение тепла – это половина нашего бизнеса. Только сейчас начали появляться рыночные механизмы для привлечения инвестиций в отрасль. Это концессии и механизм альтернативной котельной. Но процесс идет тяжело, вызывает массу непонимания, настороженность. Надо сказать, тогда РАО ЕЭС львиную долю времени тратило на разъяснения смысла реформы, доведение информации до участников рынка, государства, органов управления и потребителей. 

Еще так и не появился рынок на Дальнем Востоке, но это было определено заранее. Важно, что в основной, смысловой части реформа состоялась. Рынок электроэнергии существует, инвестиции привлечены, новые собственники выполнили свои обязательства. Страна получила огромное количество новых электромощностей – генерирующих, сетевых. Это бы не состоялось в старой тарифной системе регулирования. И сейчас в теплоснабжении мы тоже не можем решить проблемы в логике действующего тарифного регулирования.

– Но квазитарифное регулирование сохранилось. Даже на оптовом рынке нерыночные надбавки составляют около половины платежей за мощность.

– Надбавки в ценовых зонах существуют, но их можно корректировать, вести ситуацию к идеалу. В моем понимании это в том числе результат незавершенной модернизации – на рынке остаются такие элементы, как вынужденная генерация, которые не позволяют реализовать рыночную модель.

Например, наша компания. Часть ее по-хорошему по экономическим причинам должна была отмереть либо быть полностью переведена на тепло. Но это подразумевает реконструкцию и немалые деньги. И мы выбрали другой путь. Все свои парогазовые блоки построили с паровыми теплофикационными турбинами для комбинированной выработки. В итоге наши парогазовые блоки сейчас одни из самых эффективных на рынке. Но масштаб модернизации пока недостаточный. У нас 62 станции, а обновили только 22 из них.

Безусловно, нельзя в один момент закрыть все неэффективные станции, это вопрос времени. Наверное, постепенно можно дойти до идеального рынка и идеальной цены. Сейчас из сильно отсталого состояния энергетики мы перешли к существующему, и энергетикам предстоит еще немало работы. Неспроста же родилась задача по дальнейшему обновлению, новой программе ДПМ. Это следующий шаг, и все с ним согласились.

– По этому поводу немало споров. Крупные промышленные потребители и некоторые аналитики говорят, что результаты первых отборов по ДПМ – это не модернизация, а текущие ремонты с гарантированной доходностью.

– Это неправильно. Нужно прояснить термин «модернизация». Модернизация может быть разной глубины, может быть частичная, но это все равно модернизация. Турбина или котел – это целые комплексы сложного технического оборудования, даже если меняется его часть, станция начинает выдавать более эффективные показатели, в том числе и экономические. 

Мы, например, в своих заявках идем на полную замену агрегатов, это более глубокая модернизация, поэтому все технические и экономические показатели станций поменяются в лучшую сторону. Кто-то эту задачу решает иначе, но это их право. Это спор идеологический. Потребители ищут способы, как обосновать, почему они не хотят платить. Нас же не спрашивают, когда какой-нибудь металлургический завод обновляет оборудование, согласны ли мы на рост цены на металл. Но когда модернизируют электростанции, потребители начинают возмущаться.

– Потому что потребители электроэнергии не могут отказаться от покупки мощности или уйти к другому поставщику. Кроме как построить собственную генерацию.

Андрей Вагнер

генеральный директор «Т плюса»
Родился в 1957 г. Окончил Красноярский политехнический институт. На Западно-Сибирской ТЭЦ прошел путь от машиниста центрального пульта управления турбинами до директора станции, в 1993 г. возглавил совет директоров
1998
исполнительный директор, первый заместитель гендиректора «Кузбассэнерго»
2000
возглавлял департамент электрических станций РАО «ЕЭС России», затем занимал пост заместителя управляющего директора бизнес-единицы № 2 РАО «ЕЭС России»
2006
руководил ТГК-2
2009
первый заместитель гендиректора «Т плюса», в 2016 г. с сентября и. о. гендиректора, с декабря – президент, в 2017 г. – первый заместитель гендиректора
2019
с сентября гендиректор «Т плюса», до этого полгода исполнял обязанности гендиректора

– Они и строят. На это нет запрета. У нас в Перми «Лукойл» построил больше 200 МВт своих мощностей и отказался от потребления тепловой нагрузки от Пермской ТЭЦ‑9. Это привело к выводу генерирующего оборудования, которое обеспечивало потребителя паром, суммарной установленной мощностью 140 МВт.

– Распределенную генерацию вообще называют мировым трендом развития энергетики. Насколько применима эта модель в России, в том числе с учетом того, что мы северная страна?

– Она не только применима, она применяется. Этих случаев тысячи. Начиная с того, что на это нет запрета и любой собственник вправе решать свои задачи по-разному. Сейчас Россия идет в сторону децентрализации тепла. Энергетики в 90-е потеряли много промышленных потребителей. Конечно, это связано и с тем, что часть из них просто закрылись. Но другое дело, что в силу негибкости энергокомпаний многие потребители стали строить собственную генерацию. При этом они не всегда понимали, что делали, и потом столкнулись с проблемами.

– Уход потребителей из единой энергосистемы может в будущем стать проблемой для генерации?

– Смотря про каких потребителей говорим. Если брать социально-жилищную сферу, то нет. Сегодня в России тренд на индивидуальное жилищное строительство. Конечно же, для коттеджных поселков централизованное тепло – это дорого. Не построишь ТЭЦ ради пяти домов.

– А если мы говорим про промышленных потребителей, их уход представляет стратегический риск?

– Для нас это, конечно, риск, потому что промышленные предприятия по объему потребления – это не социальное жилье, не детский сад. В свое время каждая ТЭЦ была построена под ближайшую промышленную зону и примыкающую социальную часть, и в балансе тепла, как правило, промышленность занимает серьезную долю. Под это подобран состав оборудования. Уход потребителей заставляет нас менять технологическую схему и схему управления. Но мы входим в переговоры с клиентами, выясняем, что не нравится, начиная с цены и заканчивая другими условиями. Мы научились договариваться. Мы и сейчас ведем переговоры с крупными потребителями на длинные контракты, которые позволяют нам выстроить длительные взаимоотношения, определить условия, включая цену. Как правило, мы заключаем с ними прямые договоры о поставке тепла и энергии. Причем в тепле у клиента нет особого выбора, потому что завод сидит на наших сетях и ему некуда идти. В электрике в этом смысле проще – единая сеть с передачей любого производителя любому потребителю.

Плюсы и минусы укрупнения

– Конкуренция на рынке электроэнергии специфическая – есть несколько крупных игроков: «Интер РАО», ГЭХ, «Русгидро», «Росатом», «Т плюс». Компании укрупняются, продолжается консолидация активов.

– В реформу такое укрупнение не предполагалось. Если дальше продолжать укрупняться, будет монополия. И непонятно, зачем это было. Но есть механизм контроля за слияниями – ФАС следит за этим. Я тоже считаю, что, наверное, произошли избыточные укрупнения, это было не обязательно. Но угрозы для отрасли я в этом не вижу. От крупной компании есть и положительный эффект – возможность для инвестиций и привлечения средств. Крупная компания может больше себе позволить.

– На какой стадии находятся ваши переговоры с ГЭХом? Весной его гендиректор Денис Федоров говорил, что переговоры приостановились.

– Переговоры не остановлены. Это большая сделка, она просто так не делается. Перед нами не было задачи, чтобы все состоялось сегодня-завтра. Какого-то жесткого срока не было. Пока остановились на стадии оценки, и здесь у каждого своя позиция. Пока не пройден первый шаг с оценкой, о долях в новой компании говорить рано.

– В СМИ фигурировала оценка в 45 млрд руб.

– Я бы никак это не комментировал. Мы делали независимую оценку, взаимные оценки друг друга. Это вопрос подходов и взглядов. Кроме того, в компании параллельно происходят изменения, которые тоже влияют на ее стоимость: продажи, закрытия, сейчас мы вошли в стадию ДПМ, занимаемся оптимизацией состава оборудования. В ГЭХе тоже постоянно что-то меняется.

– От каких активов вы избавляетесь и каким образом?

– Задачи нашей стратегии, менеджеров и собственника сводятся к достаточно простым вещам. Это в первую очередь повышение эффективности, тем более что здесь есть чем заняться. У «Т плюса» серьезный профицит по теплу, что плохо, потому что лишние мощности нужно содержать и обслуживать, а это деньги. Наша установленная тепловая мощность – более 55 000 Гкал/ч, но в самые морозы станции загружены на уровне 43 000 Гкал/ч. Какие-то мощности не нужны, при этом требуют модернизации и обслуживания. Перед нами стоит задача оптимизировать состав активов.

Мы провели собственный технический и экономический аудит. Сформировали позицию по каждому из активов. Как это было в Березниках с ТЭЦ. Со снижением потребления там образовался большой профицит. Было три ТЭЦ, а оказалось достаточно одной – здесь провели реконструкцию теплосетей, насосов. Зачем содержать лишние станции? Можно освободившиеся деньги направлять на повышение эффективности действующей станции.

Мы всегда полностью оцениваем тепловой узел – тепловые сети, котельные и электростанции. Если мы находим недостаточно эффективные элементы – начинаем по ним разбираться. Итогом может быть либо оптимизация состава активов, либо продажа. Сейчас есть несколько таких проектов. Содержать неэффективные станции – это путь в никуда. Мы можем оптимизировать до трети нашего парка. При этом мы же не снижаем объем производства и продаж тепла. Мы производим его более эффективно.

– Каковы ваши цели по новой программе ДПМ? В первый отбор прошли три ваших проекта и один во втором отборе. Что заявили на правкомиссию?

– В первом отборе проекты прошли отбор именно через правкомиссию. Сейчас мы подали заявки, ждем результаты. У нас длинный список станций, девять проектов. Надеемся на прохождение еще одного блока по Ижевску, близка к тому Новосвердловская ТЭЦ с одним блоком, дальше по ситуации.

– Ведете переговоры с поставщиками больших газовых турбин?

– Потенциальных российских поставщиков в логике заявленной локализации не так много. Это «Силовые машины», «Русские газовые турбины» в Рыбинске. Мы, конечно, со всеми в переговорах. Но остается два основных вопроса. Первый – когда они смогут добиться необходимого уровня локализации. Локализация 90% – это почти российская турбина. Готовых таких решений пока нет, и это тяжелая задача. И второе – срок поставки. Называют сроки 2024–2025 гг., это нас не устраивает. С учетом сдвига во времени в 2025 г. будут разыгрываться проекты на 2030 г. Это уже окончание программы. И если в 2025 г. я не увижу серийную машину, мне будет не с чем идти на конкурс.

– Сколько газовых турбин нужно компании?

– Готовясь к ДПМ, мы все заявленные площадки считали в двух вариантах. Либо это парогазовый блок, либо паросиловой, сопоставимый по мощности. Сейчас мы в основном заявляемся с турбиной 120 МВт, с теплом до 140 МВт. С этой же мощностью может быть парогазовый блок 115–120 МВт с меньшим теплом, что давало бы нам более компактное решение. Но парогазовый блок дороже, и мы с этими заявками не проходим по ценовым параметрам. Даже без учета локализации. Это станет возможно, если повысится стоимость отборов. Пока таких прогнозов нет, но мы к такой ситуации готовимся. Я не готов обсуждать, как и почему ввели требования по локализации. Для этого есть и внешние причины. Но итог такой, что нам приходится идти на модернизацию с менее эффективными решениями.

– В российскую газовую турбину вы верите – в ее появление и ее конкурентоспособность?

– В принципе, да, это же не неразрешимая техническая задача. Этим надо заняться, турбина давно могла стать российской.

– Но вы говорили, что для своего предприятия предпочли бы иностранную турбину.

– Это вопрос качества. Если появится российская турбина высокого качества – почему нет? Я говорил о готовых. Продолжается эпопея с ГТД-110, она до сих пор не работает. Появится российская работающая турбина, серийная, а не испытательный образец, – можно будет разговаривать. Конечно, испытательный образец мы не возьмем.

Мусорные ТЭС

– В новой программе ДПМ ВИЭ планируете участвовать, когда она будет принята?

– Параметры программы до сих пор не утвердили. И пока не ясно, когда она будет запущена. 

ПАО «Т плюс»

Энергокомпания
Крупнейшие акционеры (данные компании на 19 сентября 2018 г.): АО «КЭС-холдинг» (32,34%), Brookweed Trading Limited (20,47%), Gothelia Management Limited (12,17%), Integrated Energy Systems Limited (11,8%), ООО «Т плюс инвест» (8,19%).
Финансовые показатели (МСФО, первое полугодие 2019 г.):
выручка – 202,4 млрд руб.,
чистая прибыль – 13,2 млрд руб.

Компания создана в 2005 г. как Волжская ТГК. В декабре 2014 г. завершилась консолидация генерирующих активов «КЭС-холдинга», в результате которой к Волжской ТГК были присоединены ТГК-5, ТГК-6, ТГК-9 и Оренбургская ТГК. В июне 2015 г. переименована в «Т плюс». Компания объединяет 62 электростанции

– Как вы оцениваете потенциал возобновляемой энергетики в России? Есть ли в ней потребность, учитывая наш профицит мощности, дешевый газ, дешевый уголь?

– Почему бы не получать энергию от солнца и не трансформировать ее в электричество, если она просто есть?

– Потому что дорого.

– Дороговизна – это процесс. Это сейчас дорого. Цена зависит от емкости программы. Там простая арифметическая зависимость. Если программа продолжится, цена будет падать. Но это, конечно, нужно делать. Почему не использовать энергию ветра и солнца? У нас на разных территориях разный потенциал солнца и ветра, это нужно учитывать. Мы все свои солнечные станции построили в Оренбургской области, потому что в зоне нашего присутствия там самый высокий солнечный потенциал. Пока территория позволяет, будем там и дальше достраивать. Солнечных дней в России не так много, но есть перспективные территории: это юг России, Краснодарский край, теперь Крым, Алтай, Бурятия. Понятно, что возобновляемая энергетика, видимо, не станет превалирующей для России, но использовать ее точно нужно. Удешевление возможно за счет массовости, и это станет нормальной составной российской энергетики.

– Какую долю возобновляемой энергетики вы считаете возможной для российской энергосистемы?

– В моем понимании ВИЭ может занимать долю до 15–20%. Она ограничена потенциалом отрасли, потому что есть технические ограничения. Нельзя в одной области строить бесконечно много, возникают вопросы развития сетевого хозяйства, режима работы. 

– В действующей программе развития ВИЭ есть и мусорные ТЭС. Хотя неоднократно говорили, что мусор можно жечь на любой ТЭС. Вы для себя такой проект рассматривали?

– Мы давно должны были подойти к этой проблеме. Когда встал вопрос методов утилизации мусора, «Т плюс» стал активно заниматься этой темой. Мы предлагали сжигать мусор на существующих электростанциях. Обсуждали эту тему в Ульяновске с региональными властями. Преимущество в том, что на работающей ТЭС уже существует вся необходимая инженерная инфраструктура. Для действующей ТЭС нужен только новый котел, который способен сжигать мусор, энергетический котел этого делать не может. А дальше производимое тепло утилизируется в турбину, в общестанционные сети и используется дальше в производстве электричества и тепла. Мы хотели с этими проектами заявляться на конкурсы, но, поскольку отбор был построен на других параметрах, сейчас в режиме ожидания. По нашим расчетам, такой проект дешевле раза в полтора.

– ДПМ не единственный способ привлечения средств.

– Мы рассматривали разные варианты, и пока для мусорных ТЭС других вариантов нет. Это недешевое удовольствие. Найти окупаемый механизм непросто. Если всю экономику проекта вкладывать в стоимость утилизации мусора, платеж для населения вырастет в несколько раз. Без ДПМ окупаемость проекта в горизонте до бесконечности.

– Традиционно проблемой ТГК остаются тепловые сети. Какой сейчас износ сетей и сколько средств нужно для их обновления?

– У нас 18 000 км тепловых сетей, и по нормативам, чтобы они хотя бы не изнашивались дальше, нужно в год менять около 4–6%, т. е. не менее 700–1000 км, а мы меняем 400 км в год. Это то, что мы можем себе позволить в рамках тарифных ограничений. Если не менять ситуацию, лет через 10 мы придем к тому, что ресурс теплосетей будет выработан на 98%. Поэтому и нужны разные методы привлечения средств, как концессия и альтернативная котельная. Эти механизмы дают возможность длительного планирования, позволяют разговаривать с инвесторами. Сейчас мы обсуждаем финансирование с ВЭБом, планируем привлечь 100 млрд руб.

Чтобы нам привести сети в порядок, нужно около 200 млрд руб. Помимо договоренностей с ВЭБом при появлении механизма длительного планирования мы сможем привлекать свои источники.

– Свои источники – это какие?

– Дополнительные заемные средства. К каждому случаю прикладывается конкретная инвестпрограмма, смета. Она же механизм обоснования и контроля для местных и областных администраций. Это дает возможность длительно, в цене на много лет считать эффективность проекта. Мы сейчас в переговорах с Самарской областью. Надеюсь, что в ближайшее время подпишемся. Помимо средств, которые позволит привлечь альткотельная, мы вложим еще 700 млн руб.

– Как банки относятся к вашим проектам? Альтернативная котельная – это новый механизм, а банки традиционно с осторожностью относятся к компаниям в ЖКХ.

– Это правда. Мы в переговорах со многими банками, а к результату приблизились только с ВЭБом. Также в переговорах с Газпромбанком, пока с меньшим результатом. Настороженность к сектору есть. Но появление механизма альткотельной снимает это недоверие, потому что ежегодное тарифное регулирование – это сложный и непредсказуемый механизм, он доверия не вызывает. Какой инвестор зайдет на эти условия? А альткотельная – длинный тренд, под который уже можно вкладываться. Мы ставим для себя задачу в 2019–2020 гг. выйти по максимуму, по всем городам к подписанию таких механизмов, это для нас раскрывает возможность разговаривать с инвесторами. Это первый вопрос в разговоре с банками: есть ли в этом регионе концессия или альткотельная. Если нет, то даже и не разговаривают.

– Говорили, что тарифы для населения не будут расти выше инфляции. Как это вообще возможно?

– Механизм по-разному сработает в конкретных городах. Например, в Ульяновске сейчас действует 12 тарифов. Для половины города применение альткотельной означает замораживание тарифа на длительный период. Другие потребители увидят рост. В одних сетях тариф будет расти чуть быстрее инфляции, в других медленнее. Но в среднем для Ульяновска опережающего роста не будет. Понятно, что цель – привлечение средств. Мы пошли на достижение экономического тарифа через 10 лет, но нам важно, что он появляется, и мы продолжаем по нему работать.

Отношения с собственниками

– В сентябре вас наконец-то избавили от приставки и. о. Поздравляю!

– Спасибо!

– Вы уже возглавляли «Т плюс» некоторое время назад в качестве исполняющего обязанности генерального директора. Но в 2017 г. должность генерального директора получил Денис Паслер – политик, у которого не было такого опыта в энергетике, как у вас. Некоторые мои собеседники говорили, что это было политическое решение и фактически именно вы управляли компанией.

– Получил и получил. Это решение собственников и совета директоров. Я его комментировать не буду. 

– Как вы это восприняли?

– Нормально воспринял. Мы частная компания. Это строго право собственников. У меня совершенно нормальные отношения с собственниками. Это же не мой актив, не моя компания в плане собственности. Я в ней с удовольствием работал и работаю. Мне нравится, как она устроена, как она управляется.

– Как в этот период были поделены ваши функции?

– Я занимался тем же, чем и до этого, – модернизацией компании. У меня были в управлении все проекты первого ДПМ, вход во второй, оптимизация состава оборудования. Вся эффективность компании. Я просто продолжал выполнять свои обязанности.

– Расскажите, чем вы увлекаетесь помимо энергетики. Есть у вас хобби и увлечения?

– Это путешествия на автомобиле. Мы очень много объехали с семьей, с дочерью и супругой, – Европу, Америку. А теперь второе хобби – это внуки. У меня четверо внуков, я провожу с ними время. Это действительно интересно. Всегда были занятия спортом. В основном игровые виды, волейбол – у меня кандидатский уровень. Книги и фильмы. В основном это путешествия.

– По России проехались на автомобиле?

– Из Москвы до Новосибирска и в ту и в другую сторону несколько раз. На юг в Крым съездил, в Сочи.

– Каким было ваше самое удивительное автомобильное путешествие?

– Три года назад вдоль и поперек пересекли Соединенные Штаты Америки, 12 000 км за 24 дня. Я до этого бывал в Америке в Нью-Йорке, в столице. Но захотел посмотреть страну изнутри. В итоге то, что я увидел, сошлось с представлением о провинциальной одноэтажной Америке. Двоякое впечатление. Истории там мало – новая страна, природа южных штатов не увлекающая, выжженная Юта, Техас. Но это стоило увидеть: национальный парк «Секвойя», самая большая дыра в земле – Великий каньон...