– С чем связан рост финансовых показателей компании, зафиксированный в корпоративной отчётности по итогам трёх кварталов 2017 года?

– Он традиционно связан с нашей постоянной системной работой над оптимизацией издержек. Поле для неё неисчерпаемо, потому что всегда найдутся затраты, которые можно сократить, сохранив высокую степень надёжности функционирования компании. Что мы и демонстрируем. И ожидаем по итогам года практически тех же результатов, что отражены в бизнес-плане. То есть мы выполняем те задачи, которые были перед нами поставлены. Полезный отпуск тепловой энергии, в частности, будет на уровне 20,4 миллиона гигакалорий. Мы были готовы произвести больше, но окончание отопительного сезона 2016-2017 годов и начало сезона 2017-2018 годов оказались теплее, чем год назад. Поэтому отпуск тепла на 2,7% выше показателей бизнес-плана, но ниже, чем мог бы потенциально быть.

– Региональное диспетчерское управление энергосистемы Иркутской области сообщает о некотором росте выработки и потребления электроэнергии в регионе. Сказалось ли это на работе компании?

– Незначительный рост зафиксирован в регионе в целом. Мы удовлетворили все запросы рынка, все команды Системного оператора в части несения нагрузок выполнили в полном объёме. Но, повторюсь, зима была более тёплой, а температура наружного воздуха влияет на потребление не только тепловой энергии, но и электрической. Это особенно заметно на примере частной жилой застройки вокруг Иркутска – посёлков по Александровскому, Байкальскому и Голоустненскому трактам. Хомутово вообще превратилось в небольшой город, приблизившись по электропотреблению к жилому сектору Ангарска. Дело в том, что здесь используется электрический обогрев, электрические котлы, так что нагрузки очень высокие. И температура наружного воздуха на них сильно влияет. Зима была теплее, поэтому и потребление тепловой энергии, которую выдают станции «Иркутскэнерго», и электрической было чуть ниже. При этом не надо забывать, что маловодье продолжается. Сейчас картина по запасам воды примерно такая же, как год назад.

– Рыночная конъюнктура не оказала противоположное влияние?

– У нас все продажи, в соответствии с требованиями федерального законодательства, производятся через биржевые механизмы. И в этом случае, очевидно, действует рыночная зависимость цены от соотношения спроса и предложения. Как только возникает снижение дешёвого предложения, коим является ГЭС-генерация, вынужденно подгружаются тепловые электростанции, у которых себестоимость выработки выше. Причём происходит это во всей второй ценовой зоне оптового рынка вплоть до Урала. Рыночная стоимость электроэнергии отражает текущую картину. И те цены, которые сложились на рынке, соответствуют нашим затратам. Они и позволили нам заработать ту выручку, которая была в планах.

– Если «оцифровать» маловодье, то как оно сказалось на выработке и структуре энергобаланса?

– Честно говоря, я бы проводил параллели только с выработкой ГЭС. В среднем за год она составляет 44–46 миллиардов киловатт-часов. В 2017 году этот показатель составит примерно 32 миллиарда киловатт-часов. Вот прямое влияние маловодья на выработку. Другое дело, что у нас есть возможность маневрировать типами генерации: есть вода – ТЭЦ находятся в резерве, если возникает необходимость – мы их загружаем, и потребитель не замечает этого перехода. В чём, собственно, кроется преимущество нашей группы компаний. По команде Системного оператора мы разгрузили ГЭС, а ТЭЦ работали с более высокими нагрузками.

– К слову о ТЭЦ – выработка тепловой энергии в отличие от электрической генерации, является убыточной для большинства российских компаний. Какова ситуация в случае «Иркутскэнерго», может ли её изменить переход к методике «альтернативной котельной» – новому подходу к формированию цены гигакалории, который в нынешнем году активно обсуждается в профессиональном сообществе?

– «Иркутскэнерго» поставляет тепло, выработанное нашими ТЭЦ, по самой низкой из цен, которые действуют в России. С одной стороны, это хорошо для потребителя. Но хорошо только частично. Есть и оборотная сторона медали. Для нас это не очень хорошо, потому что мы имеем низкую стартовую базу. Тарифы до недавнего времени пересматривались исключительно методом индексации: на всю страну задаётся единый предельный уровень, в рамках которого осуществляется индексация, и все регионы живут в этой логике. Но индексация – величина относительная. Это некий повышающий коэффициент, который измеряется в процентах. Учитывая, что у нас самый низкий уровень тарифа, а в смежных с Иркутской областью регионах он в два раза выше, получается, что мы в абсолютном выражении получаем в два раза меньший ежегодный прирост, чем соседи. То есть они получают дополнительный финансовый источник для поддержания надёжности тепловой генерации и тепловых сетей, для их модернизации. Естественно, что, имея в два раза большие ресурсы, выполнять поставленную перед энергетиками задачу легче. Мы, безусловно, выполняем её и так: при всех различиях между теплогенерирующими компаниями «Иркутскэнерго» является одной из самых надёжных в стране. Но если бы тарифная политика не была единообразной, а учитывала специфику регионов, специфику затрат и конкретную ситуацию, то, думаю, значительную часть наших больших планов в области тепловой энергетики можно было реализовать за счёт дополнительного источника. Метод «альтернативной котельной» заключается в том, что есть понятное сравнение как для поставщика, так и для потребителя. Задана ценовая планка, которая демонстрирует обеим сторонам, что может быть, если обеспечивать теплоснабжение будет не действующий поставщик, а другой источник. Если мы будем стремиться к образованию цены равной или, что ещё рискованнее, большей, чем цена «альтернативной котельной», то мы должны отдавать себе отчёт, что все до единого потребители уйдут к другому поставщику. Наши потребители, в свою очередь, прекрасно понимают: чем больше разрыв между ценой «альтернативной котельной» и той стоимостью тепла, которую мы предлагаем, тем меньше будет возможностей для ускоренной модернизации, для использования новейших достижений техники в области теплоэнергетики. А все потребители, безусловно, заинтересованы в надёжности теплоснабжения, в том, чтобы поставщики использовали всё самое новое, современное и передовое в рамках разумной цены. Метод «альтернативной котельной» устанавливает ориентиры для обеих сторон, и это, на мой взгляд, правильно. Это и есть комплексный подход к ценообразованию с учётом местной специфики, а не гипотетическое универсальное средство для всех регионов.

– Если говорить о новых технологиях, пусть и не в тепловой генерации, то какой эффект дала замена рабочих колёс на гидроагрегатах Братской и Усть-Илимской ГЭС?

– Мы завершили модернизацию второй шестёрки гидроагрегатов Братской ГЭС, на Усть-Илимской модернизировали три машины из четырёх запланированных. Если брать все десять новых рабочих колёс, то расчёты показывают, что благодаря им мы суммарно на обеих станциях при тех же водных ресурсах можем получить до одного миллиарда киловатт-часов в год дополнительной выработки. Это довольно серьёзная разгрузка тепловой генерации. Учитывая, что мы работаем на бирже, это касается всех тепловых электростанций второй ценовой зоны, то есть Сибири. Как следствие, мы снижаем объём сожжённого угля и сокращаем выбросы в атмосферу. То есть делаем очень «зелёный ход».

– «Иркутскэнерго» уже признали лучшей организацией производственной сферы в области снижения выбросов парниковых газов по итогам первого Всероссийского конкурса «Климат и ответственность – 2015». Что дальше?

– Те планы по снижению выбросов, которые поставил президент РФ (сохранить эмиссию парниковых газов на уровне 1990 года, а к 2030 году снизить её ещё на 30%. – «СЭ»), мы выполнили и даже перевыполнили некоторое время назад. Поэтому высокое жюри приняло решение о том, чтобы присвоить «Иркутскэнерго» статус наиболее эффективной и ответственной компании в области климатической политики. Мы продолжаем идти этим путём. Упомянули замену рабочих колёс на Братской и Усть-Илимской ГЭС, но уже проведены конкурсные процедуры, в стадии оформления и подписания находятся договоры на поставку оборудования для замены трёх гидроагрегатов Иркутской ГЭС.

– Если не ошибаюсь, речь в конкурсной документации шла о четырёх агрегатах из восьми действующих?

– Проект подразумевает полную замену до четырёх гидроагрегатов. В ходе исполнения работ по замене первых трёх машин мы придём к окончательному выводу и примем решение по четвёртой. Просто три гидроагрегата – это горизонт нескольких лет, за это время мы доработаем техническую составляющую. Но сам по себе проект действительно рассчитан на замену четырёх машин. Мы просто хотим ещё раз окончательно уточнить все его параметры – мы всегда несколько раз отмеряем, прежде чем отрезать. Возвращаясь к энергетической эффективности и снижению воздействия на природу, добавлю, что параллельно компания продолжает работу по сокращению всяческих потерь тепловой и электрической энергии на собственные производственные нужды. Мы прорабатываем вопрос о расширении опыта использования тепловых насосов на наших электростанциях. Опыт Усть-Илимской ГЭС оказался очень ценным – там мы полностью отключили электрокотельную, поскольку все потребности станции в тепле и горячей воде покрывает тепловой насос. Если раньше тепло от охлаждения трансформаторов сбрасывалось, то теперь мы его снимаем и используем. А сэкономленная на закрытии станционной котельной электрическая энергия – это опять же недопущенный выброс тепловых станций. Поэтому результаты проведённой на Усть-Илимской ГЭС работы мы собираемся транслировать на Братскую ГЭС и другие электростанции. Кроме того, мы добились снижения потерь в наших тепловых сетях ещё на 25 тысяч гигакалорий. То есть по всем направлениям мы ведём комплексную работу, направленную на повышение энергетической эффективности, что синхронно сопровождается уменьшением воздействия на природу.

– Какого эффекта ожидаете от замены гидроагрегатов на Иркутской ГЭС?

– Это будет рост как выработки, так и энергоэффективности. Сейчас мощность одной машины Иркутской ГЭС составляет 82,8 МВт, после модернизации она вырастет на 25%, то есть достигнет 102-103 МВт. Соответственно, при тех же самых сбросных расходах, которые задают Енисейское бассейновое водное управление Федерального агентства водных ресурсов и Системный оператор, мы получим дополнительную выработку электрической энергии. Что автоматически повлечёт за собой снижение выработки ТЭЦ в сопоставимых величинах со всеми сопутствующими экологическими эффектами.

– Когда приступите к реализации этого проекта?

– Уже проведены конкурсные процедуры, идёт подписание договоров, затем предприятия-подрядчики начнут производить оборудование и оснастку. Поступления первых комплектующих мы ожидаем в следующем году, параллельно начнём подготовительные демонтажные работы.

– А когда завершится переход работников Иркутской, Братской и Усть-Илимской ГЭС в ООО «ЕвроСибЭнерго-гидрогенерация», которому станции переданы в аренду?

– Он начался 1 октября, когда предприятие приступило к работе. Есть плановый график, отклонений от него в настоящее время нет. Переход в окончательной стадии в ближайшее время будет завершён.

– Сжатый срок объясняется тем, что численность персонала гидроэлектростанций меньше, чем количество сотрудников ТЭЦ?

– Да, именно так.

– Резюмируя всё вышесказанное, как бы вы подвели итоги уходящего года?

– На мой взгляд, главным итогом явилось то, что коллектив группы компаний и в этом году продемонстрировал: ему по силам не просто повседневная работа, а решение практически любых задач. Отсутствие каких-либо проблем у потребителей, расположенных не только в Иркутской области, но и во всей Сибири (второй ценовой зоне оптового рынка электроэнергии, на которую мы работаем), – это достойная оценка работы всего нашего коллектива. И я уверен, что мы не подведём их и в будущем.