«Механизм точно правильный»

До конца года ПАО «Т Плюс», уже заключившее с Ульяновском договор о переходе на метод тарифообразования по модели альтернативной котельной, планирует подписать еще 11 аналогичных договоров с другими городами. О планах компании в сфере теплоснабжения, ее стратегии до 2032 года и месте в ней тепла, а также планах по участию в программе модернизации генерирующих мощностей за счет новых договоров поставки мощности (ДПМ-2) Review рассказал генеральный директор «Т Плюс» Андрей Вагнер.

Генеральный директор «Т Плюс» Андрей Вагнер

Фото: Петр Кассин, Коммерсантъ / купить фото

«Мы внимательно перебрали наши активы»

REVIEW:Какое место занимает теплоснабжение в новой стратегии «Т Плюс» до 2032 года?

АНДРЕЙ ВАГНЕР: Вначале коротко о стратегии. Во-первых, она более протяженная во времени: если предыдущую мы рассчитывали на 5 лет, то новая стратегия — 15-летняя. Во-вторых, в ней сделан более предметный упор на эффективность. Мы не делаем в ней заявлений о каких-то новых бизнесах, хотя хотим выйти в сопредельную область — инжиниринг. Нам действительно есть чем заниматься в плане эффективности: это и операционная эффективность, и вхождение в программу ДПМ-2. Это первоочередные вещи с точки зрения развития и поддержания компании. Следующий акцент — это тепло. Мы владеем полной оценкой наших тепловых сетей — подразумеваются не только собственно износы и аварийность, но и схемы теплоснабжения, возможности для их оптимизации. Это позволяет в итоге экономить на издержках. Для этого мы будем запускать несколько механизмов больших изменений в тепле, выходить за рамки чисто тарифных решений. Я, конечно, имею в виду концессии — мы учитываем их в тех объемах финансов, которые мы можем привлечь. Хотя это скорее не про деньги как таковые, а про формат отношений, дающий возможность разговора с позиции инвестора. Мы внимательно перебрали наши активы, знаем, что с ними делать и как дальше действовать.

R: А чем обусловлен такой продолжительный срок охвата стратегии? У нас нормативная база меняется довольно часто, поэтому возникают некоторые риски в части долгосрочного планирования…

А. В.: В базу стратегии мы заложили как раз долгосрочные решения, которые приняты недавно. Например, ДПМ-2, в котором «Т Плюс» участвует. ДПМ-2 по срокам примерно совпадает со стратегией — это достаточно длительные и серьезные изменения в деятельности компании, качественное обновление генерации. Концессии и мероприятия по альткотельной зачастую подписывались даже на более длинные промежутки времени. С другой стороны, с учетом ухода от годичного регулирования тарифов это точно правильный шаг. Думаю, у нас получилось написать актуальную и качественную стратегию. Если не произойдет каких-то критических изменений, документ будет исполнен.

R: Какие инвестиции заложены в стратегию как в целом, так и в части тепла?

А. В.: Основной объем инвестиций мы рассчитываем получить в ходе тарифообразования и продолжающегося перехода в альткотельную. Они дают понятный по инфляции и параметрам денежный поток. Другим важным влияющим фактором оказалась, собственно, наша заявка на участие в ДПМ-2. Это порядка 15 блоков, а каждый блок — это примерно 4,5–4,7 млрд руб. Отсюда простым умножением можно получить примерно 70 млрд руб.

Конечно, есть и прогноз предполагаемых затрат в сети. Чтобы мы вышли на более качественное состояние, которое позволяет наконец говорить об эффективной эксплуатации теплосетей, нужно порядка 150–170 млрд руб. Здесь и сокращение больших тепловых потерь, которые мы по факту несем сегодня, и большая программа стопроцентного учета в тепле, которая прописана в стратегии. На самом деле конкретно эту программу — по автоматизации центральных тепловых пунктов, систем управления потоками и гидравлическими режимами — мы даже укоротили по времени и хотим реализовать до конца 2020 года. И, конечно же, в эти деньги заложена перекладка труб. Понятно, что не все инвестиции есть в тарифе или цене альткотельной. Но уже сегодня появились механизмы, позволяющие привлекать инвесторов. А те, в свою очередь, могут начинать прогнозировать возврат инвестиций.

R:Если говорить о названных 150–170 млрд руб., то какую часть этой суммы планируется привлечь из внешних источников при помощи инвестора, а на что хватает собственных средств?

А. В.: Мы же всегда думаем о том, как бы так обновить тепловые сети и как бы сделать так, чтобы цена не росла. Ведь сегодня потери в сетях — 20%. Огромная цифра! Если потери свести к минимуму, то это позволит окупить вложения. Для себя мы прогнозируем порядка 100 млрд руб. вложений инвесторов, которые в совокупности с нашими инвестициями дадут возможность реализовать программу на 170 млрд руб.

Кстати, эти мероприятия, которые мы для себя оцениваем в 170 млрд руб., нужны не только «Т Плюс». Это нужно провести по всей стране. Причем о необходимости их не может быть никаких дискуссий: если ничего не сделать, мы просто разрушим систему централизованного теплоснабжения и у нас будут вымерзать целые города. А в масштабе всей страны это несколько триллионов рублей, несколько процентов ВВП. У теплоснабжения колоссальный инвестиционный потенциал, и в этом потенциале можно эффективно размещать средства и возвращать их с неплохой доходностью. Поэтому мы настаиваем на том, чтобы рассматривать обновление отрасли как некий нацпроект, в котором могли бы поучаствовать в том числе государственные инфраструктурные фонды. Это безрисковые проекты, поскольку возврат вложений гарантируется самим же государством.

R:Стратегия предусматривает разные сценарии в части тепла? Оптимистический и пессимистический? В какой логике вы движетесь?

А. В.: Если мыслить в логике «оптимистический-пессимистический», то мы скорее в логике оптимистической, потому что факт появления на свет стратегии совпал по времени с финализацией пакета законов о теплоснабжении. Там могут быть изменения во времени, причем в нашей ситуации скорее влево. В каком-то смысле появился «ДПМ в тепле» — механизм, который дает базу для разговоров с инвесторами.

При нынешнем тарифном регулировании инвесторы слушают, кивают, а дальше дело не идет. С принятием же новых решений по теплу можно будет смело инвестировать, а главное, компании готовы это делать.

«"Т Плюс" — лучшие по качеству»

R: Если говорить о применении модели «альтернативная котельная», то в каких населенных пунктах вы считаете возможным ее применить, в каких ее применяете?

А. В.: «Т Плюс» работает в 30 крупных населенных пунктах, и я считаю, что мы можем и должны везде ее применить. Такая задача стоит. Механизм точно правильный: он наводит порядок в тарифном регулировании тепла. Я уже несколько раз приводил пример: есть город Ульяновск, с которым мы первыми подписали соглашение по вводу альткотельной. Так вот в этом не самом крупном в России городе сегодня действуют 12 разных тарифов на тепло. Причем одна цена может отличаться от другой в два раза.

Я считаю эту ситуацию ненормальной. Некоторые сегодня думают, что людям будет сложно объяснить необходимость альткотельной, которая в итоге даст единую цену на тепло в городе. В моем же понимании это намного проще, чем объяснять этот зоопарк из 12 тарифов и двукратную разницу.

С Ульяновском мы подписали соглашение, согласно которому тариф ПАО «Т Плюс» ниже тарифа котельных в городе. Мы договорились с городом, с властями о том, что в течение десяти лет достигаем соответствия нашего тарифа тарифу альткотельной. При этом для поставщиков тепла с высоким тарифом наступит период заморозки. Новый механизм дает возможность выравнять тариф за десять лет.

R:Сложно ли шли переговоры с Ульяновском?

А. В.: Переговоры точно не были быстрыми — получилось убедить и договориться. Альткотельную ведь очень просто доказать на цифрах. Власти правильно делают, когда пытаются вникнуть, досконально понять. Ведь это непосредственно социальная составляющая, которая напрямую касается качества жизни людей. И сейчас все больше понимают, что альткотельная — это работоспособная модель, которая может предотвратить кризис теплоснабжения, а значит, и социальный кризис.

Сейчас износ в российской тепловой энергетике составляет около 60%. По нашему прогнозу, если продолжать жить с тарифами, индексируемыми на инфляцию, то через десять лет износ будет 95–98%. Даже не хочется думать про количество аварий на сетях в этом случае.

Есть нормативы, касающиеся износа сетей, и, согласно этим нормативам, ежегодно нужно производить замену 10–12% тепловых сетей. Если в «Т Плюс» порядка 18 тыс. км, то нам в год нужно перекладывать примерно 1,8–2 тыс. км, а мы перекладываем не более 400 км. Тем самым мы наращиваем старение. Да, мы за счет инженерных решений, управленческих действий пытаемся оптимизировать затраты и сделать больше, но разницу в четыре раза все-таки просто так не перекрыть.

R: Если говорить о местных администрациях, с которыми вы ведете переговоры, каковы самые серьезные камни преткновения? Например, есть проблема финансовой заинтересованности муниципалитета в МУПах-котельных, которые вы, если придете, будете закрывать…

А. В.: Основной из аргументов именно этот. Он необязательно произносится вслух, но мы понимаем, в каких условиях существует жилищно-коммунальное хозяйство. Мы видим картину в тепле изнутри, так как работаем с массой подрядчиков.

Став единой теплоснабжающей организацией (ЕТО) во многих регионах, компания вынуждена принимать так называемые бесхозные сети и концессионные сети. Мы видим их ужасающее состояние, как они не финансировались и как эксплуатировались.

Для «Т Плюс» же самая важная задача — транспортировать тепло с наименьшими потерями для потребителя и для компании. В этом бизнесе совершенно разнородные группы участников: одни хуже, другие лучше, но профессиональнее «Т Плюс» нет никого.

У нас есть программная задача — в регионах присутствия зайти в механизм концессии или альткотельной. Потому мы работаем со всеми регионами системно, и можно сказать, что отторжения точно нет. Есть скорее ряд технических нюансов, но в целом движемся, и я надеюсь, что мы эту программу завершим.

R:В каких городах вы продвинулись дальше всего?

А. В.: В этом году планируем реализовать механизмы в 11 городах, в том числе сразу в 3 Самарской области: Самаре, Тольятти и Новокуйбышевске. В ближайших планах также Владимир, Пермь и Киров.

R:А сколько планируете в 2020 году?

А. В.: Все остальные: порядка двух десятков городов.

R:И если все пойдет по сценарию, то на какие годы намечен пик инвестиций по альткотельной?

А. В.: Если брать срок входа в механизм альткотельной конец 2020 года, то пик инвестиций приходится на ближайшие три-пять лет.

R: Есть ли какие-то проблемные точки, города, в которых настолько все плохо, что уже никакой механизм не поможет?

А. В.: Я бы сказал, что совсем безнадежной ситуации нет. Но есть же простой подход: все равно что-то придется делать, как-то из этой ситуации выходить. Да, бывает совсем плохо, ужасное состояние сетей. Но мы всегда стараемся работать на упреждение, поддерживаем техническое, качественное состояние сетей.

Допустим, мы даже деньги найдем. Но тут возникает другая проблема: гигантский объем разовых замен не всякий город перенесет. Это же изменение организации движения, раскопки, нарушение благоустройства. Например, в Самаре мы меняем 60 км и там всегда видны точки разрытия. Понятно, что это приносит неудобства жителям: перекрыты дороги, пешеходные зоны. А если сразу менять, например, 200 км? Представляете себе эту картину? К сожалению, к этому можем прийти, если ничего не делать.

R:В рамках стратегии с точки зрения альткотельной вы ограничиваетесь городами, где присутствуете в генерации? А потенциально можете рассматривать другие регионы?

А. В.: Можно рассматривать только при условии нашего физического расширения. Цели и задачи расширения «Т Плюс» мы пока точно не ставим. Нам хватает своих забот. Это непростой бизнес. Для нас элементом стратегии является расширение в сторону инжиниринга, оптимизации, модернизации тепловых схем с разными потребителями — как правило, с промышленными.

«Логика простая: не хотим терять потребителя»

Генеральный директор «Т Плюс» Андрей Вагнер

Фото: Петр Кассин, Коммерсантъ

R: А промышленные потребители еще не все ушли из системы?

А. В.: Я бы даже сказал, что процесс 1990–2000-х годов остановился. Мы при этом научились договариваться, и, когда у потребителя возникают какие-то проблемы, мы можем входить, например, в длинные договоры с ним, что позволяет сегодняшнее законодательство. В последнее время крупных случаев ухода потребителей нет.

R:То есть существуют промышленные потребители, с которыми можно развивать отношения в плане сбыта тепла?

А. В.: Мы работаем с ними индивидуально, участвуем в их программах развития — промышленные потребители для нас очень важны. Это большой объем нашего бизнеса, и мы с ними работаем достаточно плотно. Например, сейчас «Т Плюс» ведет переговоры с ЛУКОЙЛом в Кстово. Даже в ситуации, когда компания строит собственный теплоисточник, как на «Пермьнефтеоргсинтезе», мы все равно можем взаимодействовать в логике надежности поставки.

R: Альтернативная котельная как модель дает какие-то преимущества в части работы с промышленными потребителями или это за ее пределами?

А. В.: Это зависит от наших с потребителем технических схем взаимоотношений. Где-то да, потому что альткотельная решает комплексную задачу развития теплового узла, которая прежде всего касается сетей. Таким образом снимается вопрос надежности поставок и количества поставленного тепла, а для промышленных потребителей это прямо влияет на цену.

R:Существуют ли, на ваш взгляд, модели, которые могли бы, простите за тавтологию, служить альтернативой альтернативной котельной с точки зрения привлечения инвестиций?

А. В.: В тарифном регулировании и администрировании известны все цифры, которые показывают состояние тепловых сетей. Мы имеем то, что имеем: уровень старения, потери, порывы. Чтобы иметь инвестиционную программу, достаточную для замены 1800 км сетей, тариф должен отличаться в полтора-два раза. Никто на это не пойдет.

Модель альткотельной — это открытие возможностей для любых других механизмов инвестирования. Мы все равно будем крутиться вокруг темы, как проинвестировать, как поддержать, как развить... Для крупных потребителей есть механизм техприсоединения: заявитель обращается, мы считаем, сколько это будет стоить, и происходит техническое, бизнесовое решение через договор. Но главенствующая задача сегодня даже не владение теплосетевым комплексом. Сегодня задача — продление его жизни, приведение в порядок, улучшение всех параметров.

R: Если говорить об инжиниринге, о промышленных потребителях, есть ли у вас в бизнесе такой сегмент, как обслуживание промышленных потребителей путем, например, взятия в управление их тепловых источников?

А. В.: Мы сегодня такие переговоры ведем. Я бы даже сказал, что это не просто сервис, а комплексное обслуживание — изменение модели теплоснабжения с целью достижения эффективных решений, создание индивидуальной схемы. Например, мы достаточно давно ведем переговоры, хотя пока и не пришли к результату, с шинным заводом Pirelli в Кирове. Там у нас есть, мягко скажем, немолодая Кировская ТЭЦ-1, и с точки зрения ее состояния ее пора закрывать. Но рядом есть крупный потребитель, и есть техническое решение, которое позволяет выстроить индивидуальную схему теплоснабжения, когда эта ТЭЦ, по сути, будет существовать для них одних. В этой логике легче говорить в том числе о расширении обслуживания энергоустановок, производящих тепло на территории потребителя. Здесь речь о целом теплоэнергетическом комплексе.

R:По сути, речь идет о переводе Кировской ТЭЦ-1 в статус блок-станции шинного завода?

А. В.: Есть и такой вариант, и он возможен. Это давняя история: многие наши электростанции в свое время были блок-станциями. К тому же у наших крупных потребителей часто есть свое теплосетевое хозяйство. Сегодня мы ищем решения, ведь логика простая: мы не хотим терять потребителя. Это же, в конце концов, промышленные клиенты, которые хорошо платят и много покупают. Для нас это, собственно, лучшая, надежная часть потребителей, чего не скажешь про управляющие компании.

R:Какую долю в выручке по теплу у вас составляют промышленные потребители?

А. В.: Она в зависимости от территории сильно разнится, но в любом случае близка к половине. К тому же вопрос, что относить к этой группе: если строго металлургические заводы, то меньше, но ведь есть же разные категории промпотребителей, в том числе среднее производство. Чисто исторически четыре ТГК, на базе которых мы родились как «Т Плюс», располагались в промышленных городах или городах с хорошим промышленным потенциалом. Наша зона присутствия — это практически вся Волга с тремя областями, практически весь Урал и центр — Нижний Новгород, Владимир, Иваново. Все это промышленные центры.

«Нужна возможность потенциального выигрыша для тепловой генерации»

R:Если говорить о ДПМ-2, что, по вашему мнению, нужно было бы изменить в порядке отбора, в его администрировании на будущие годы? Есть ли недостатки, которые нужно устранить?

А. В.: Вообще, механизм отбора — такой, какой есть, и, как говорится, нам с ним жить дальше. Но, по правде, уже после первого отбора на 2022–2024 годы достаточно много было изменено с точки зрения подходов и требований. Основные, конечно, остались прежними, включая механизм правительственной комиссии, у которой тоже есть в этом вопросе определенные права.

ТЭЦ с точки зрения заявки — более сложный механизм в плане комбинированной выработки электричества и тепла, нежели чисто конденсационная генерация, ГРЭС. Нам сложнее соревноваться по цене заявки. Ведь иногда можно заменить цилиндры высокого давления и они уже продлят срок жизни всего оборудования. С турбиной ТЭЦ сложнее, потому что она сложнее по конструкции.

Как вы могли заметить, львиную долю первого отбора выиграли компании, владеющие преимущественно ГРЭС. За счет участия правкомиссии ситуацию удалось немного повернуть. Тем не менее мы, как я уже сказал, планируем длинную программу замены 15 блоков. На сегодняшний день четыре заявки мы выиграли. Я надеюсь, что в осенний доотбор еще выиграем две-три, хотя мы заявляемся на больший объем. И тогда для первого этапа это будет почти то, что хотели. Безусловно, модернизацию генерации так же нужно проводить, как и сетей.

R:А какие изменения, на ваш взгляд, необходимы или желательны в этом механизме?

А. В.: Если говорить о моей личной позиции, то должна появиться большая возможность потенциального выигрыша для тепловой генерации.

Я всегда говорю: мы страна северная, теплоснабжение централизованное, и надежность источника, который производит тепло,— это очень важная задача.

Что в государственном масштабе, что для конкретной компании. Потому что мы недешевая отрасль. Я имею в виду стоимость оборудования и всего комплекса. Не каждый собственник может за счет своих средств модернизировать сложные механизмы и все процессы.

ДПМ помогает, дает возможности, больший объем инвестиций. Это механизм, позволяющий в понятных условиях окупать инвестиции. Он проще, он надежнее.

R:Есть ли сложности с закупкой оборудования под программу модернизации? В рамках первых ДПМ довольно быстро выяснилось, что реальные цены не соответствуют заложенным капитальным затратам…

А. В.: Ситуация давно известна и проста. Возможность просто купить оборудование существовала и существует — в этом проблемы нет. А если говорить о ситуации, связанной с ДПМ, то заявленный уровень локализации сильно влияет на ситуацию. Как вы понимаете, речь не идет о тепломеханическом или электротехническом оборудовании — с этим тоже вопросов нет. Я имею в виду более качественные парогазовые блоки, которые на 20–25% эффективнее. Но в России, к сожалению, нашей, отечественной газовой турбины нет.

Есть заявление о ее создании, называют разные годы — кто-то 2023-й, кто-то 2025-й, но физически ее нет. А поскольку помимо заявки возникает еще и ответственность за сроки ввода по договору поставки мощности, я не могу пойти на конкурс по отбору, если нет реального понимания, какую газовую турбину ставить. Точно нехорошо, что в сегодняшнем ДПМ не участвуют парогазовые блоки, но в силу физического отсутствия отечественной газовой турбины парогазовый блок все равно будет дороже. То есть ситуация сегодня пока такова, что мы идем с паросиловым оборудованием, названные блоки — это все паросиловая схема.

Появится турбина в заявленные сроки — посмотрим. Но для эксплуатации нужна серийная, уже надежно отработанная турбина, и после появления всегда нужно некоторое время на ее доработку. К сожалению, уверенного знания, что мы сможем сформировать заявку уже с учетом новой турбины, нет. Потому идем с тем, что есть.