вагнер т плюс биография
Вагнер Андрей Александрович
Председатель правления, генеральный директор
Андрей Вагнер родился 17 августа 1957 г.
После окончания Красноярского политехнического института работал на Западно-Сибирской ТЭЦ, где прошел путь от машиниста центрального пульта управления турбинами до директора станции.
С 1998 по 2000 год работал исполнительным директором, первым заместителем генерального директора ОАО «Кузбассэнерго».
Андрей Вагнер также возглавлял Департамент электрических станций РАО «ЕЭС России», а затем занимал пост заместителя управляющего директора Бизнес-единицы № 2 РАО «ЕЭС России». С 2006 года руководил ОАО «ТГК-2».
C 2009 года занимал должность первого заместителя генерального директора ПАО «Т Плюс».
С сентября 2016 года занимал должность исполняющего обязанности генерального директора ПАО «Т Плюс».
С декабря 2016 года по март 2017 года занимал должность Президента ПАО «Т Плюс».
С марта 2017 года утвержден Первым заместителем генерального директора ПАО «Т Плюс».
С марта 2019 года утвержден и.о. генерального директора ПАО «Т Плюс».
С сентября 2019 года утвержден генеральным директором ПАО «Т Плюс».
Андрей Вагнер
Образование
Окончил Красноярский политехнический институт.
Профессиональный опыт
Работал на Западно-Сибирской ТЭЦ, где прошел путь от машиниста центрального пульта управления турбинами до директора станции.
С 1998 по 2000 год являлся исполнительным директором, первым заместителем генерального директора «Кузбассэнерго».
Возглавлял департамент электрических станций РАО «ЕЭС России», а затем занимал пост заместителя управляющего директора бизнес-единицы N 2 РАО «ЕЭС России».
С 2006 года руководил «ТГК-2».
C 2009 года занимает должность первого заместителя генерального директора «Т плюс».
Хобби
Чтение исторической литературы.
О компании
Группа «Т плюс» (до июня 2015 года — «КЭС холдинг») — крупнейшая российская частная компания, работающая в сфере электроэнергетики и теплоснабжения. Основные направления деятельности − генерация, энерготрейдинг, ритейл. «Т плюс» обеспечивает стабильное и бесперебойное энергоснабжение в 16 регионах России. Клиентами компании являются более 14 млн физических лиц и более 160 тысяч юридических лиц.
В состав группы входит консолидированная генерирующая компания «Т плюс», объединившая активы принадлежавших «КЭС холдингу» «ТГК-5», «ТГК-6», «ТГК-9» и «Волжской ТГК», а также единая энергосбытовая компания «ЭнергосбыТ плюс».
Под управлением группы «Т плюс» находится 59 электростанций, более 400 котельных и почти 15 000 километров тепловых сетей, что позволяет ежегодно вырабатывать и подавать потребителям более 100 млн Гкал тепла и 50 млрд кВтч электроэнергии. На долю группы, являющейся одним из крупнейших в мире производителем тепла, приходится порядка 7% от установленной мощности электростанций России и около 10% рынка централизованного теплоснабжения страны.
Андрей Вагнер: «Через 10 лет ресурс теплосетей будет выработан на 98%»
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.
– 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.
– 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.
– 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.
Андрей Вагнер
– 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.
– 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.
– 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.
– 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
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
– 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 принципе, да, это же не неразрешимая техническая задача. Этим надо заняться, турбина давно могла стать российской.
– 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
– 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
– Почему бы не получать энергию от солнца и не трансформировать ее в электричество, если она просто есть?
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
– 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.
Вагнер Андрей Александрович
Биография
Андрей Александрович Вагнер родился 17 августа 1957 года.
После окончания Красноярского политехнического института работал на Западно-Сибирской ТЭЦ, где прошел путь от машиниста центрального пульта управления турбинами до директора станции.
С 1998 по 2000 год работал исполнительным директором, первым заместителем генерального директора ОАО «Кузбассэнерго».
Андрей Вагнер также возглавлял Департамент электрических станций РАО «ЕЭС России», а затем занимал пост заместителя управляющего директора Бизнес-единицы N 2 РАО «ЕЭС России».
2006: Генеральный директор «ТГК-2»
С 2006 года руководил ОАО «ТГК-2».
C 2009 года занимал должность первого заместителя генерального директора ПАО «Т Плюс».
С сентября 2016 года занимал должность исполняющего обязанности генерального директора ПАО «Т Плюс».
С декабря 2016 года по март 2017 года занимал должность Президента ПАО «Т Плюс».
С марта 2017 года утвержден Первым заместителем генерального директора ПАО «Т Плюс».
На 7 мая 2018 года Андрей Александрович Вагнер работает в должности первого заместителя генерального директора компании «Т Плюс».
Андрей Вагнер: Справедливый тариф за тепло — вопрос социально-политический
Ɔ. У вас крупнейшая частная компания, которая занимается теплоэлектростанциями, системами отопления и так далее. Что вы делаете для решения экологических проблем, связанных с вашим производством?
Мы, энергетики, всегда существовали в жестких экологических нормативах. Я 40 лет в энергетике, и это всегда была очень жестко регулируемая отрасль. Нормативы на технические параметры котлов, на выбросы в атмосферу, на качество воды. Чем энергетика загрязняет окружающую среду? В первую очередь, это загрязнение воздуха дымом из труб, от сжигания топлива. Есть также сверхнормативные потери тепла, когда где-то плохая изоляция, утечки и так далее. Сегодня это вопрос технологий. Наша компания работает на давно построенных объектах, модернизируя их с целью уменьшить теплопотери. При новом строительстве нормы жестче, а потерь меньше.
Для примера: программу ДПМ-1 (программа строительства новых генерирующих мощностей в России в 2008–2014 годах. — Прим. ред.) мы реализовали на базе парогазового цикла. Классическая модель теплоснабжения строится на паросиловых установках, преобразующих в электроэнергию тепло от сжигаемого топлива. А при парогазовом цикле электричество вырабатывается как бы дважды: сначала от сжигания газа, а затем путем направления продуктов сгорания в паросиловую установку. Выбросы в атмосферу при таком сгорании сокращаются и соответствуют современным требованиям. Из наших совокупных мощностей в 16 тысяч мегаватт три тысячи уже вырабатываются по этому новому циклу. Плюс у нас из шестидесяти станций осталось буквально три, которые работают на угле, и мы их закрываем. Например, новую Нижне-Туринскую ГРЭС, запущенную в 2014 году, мы открыли взамен старой, которая была старше меня!
Сейчас газифицируем Воркуту, переводим на газ основные теплоисточники города. От мазута в качестве основного топлива отказывается воркутинская Центральная водогрейная котельная, следом на Воркутинской ТЭЦ-2 будет сокращаться сжигание угля.
Кроме того, у нас по городам порядка 500 локальных котельных, мы стараемся переводить их тепловую нагрузку на большие энергоисточники — ТЭЦ. Это тоже позволяет снижать выбросы.
Еще один фактор — тепловое загрязнение воздуха. Мы начали большие программы замены теплосетей и восстановления теплоизоляции, и порядка 2–3 миллиардов рублей в год тратим на борьбу с выбросами тепла: на устранение утечек, восстановление изоляции, доведение показателей теплосбережения до нормативов. С тепловым загрязнением воздуха, мягко говоря, не все в хорошем состоянии, эту проблему быстро не решить.
Ɔ. Санкционный режим мешает переоборудованию, в том числе и с точки зрения экологии?
Конечно, на Западе существуют технологии, которые лучше наших в части экологичности. И мы, разумеется, заинтересованы в их получении. Но в последнее время участились случаи, когда западные контрагенты либо уходят от переговоров, либо прекращают их в самый последний момент, уже на стадии завершения сделки. Но в целом мы не столь зависимы от импортного оборудования, как коллеги в других отраслях. Отечественного оборудования достаточно для того, чтобы поддерживать текущую деятельность.
Ɔ. В прошлом году правительство одобрило проект перевода целого большого города — Ульяновска — на предложенный вами метод тарифообразования на рынке теплоснабжения по модели «альтернативной котельной». В чем суть проекта?
Компания «Т Плюс» была инициатором новой редакции федерального закона «О теплоснабжении», мы вложили много сил в разработку, подготовку законодательной базы. Закон действует с 2018 года, и в нем детально прописан механизм альтернативной котельной — это выравнивание тарифов, новые отношения между производителями тепла и потребителями. Ульяновск — не самый крупный российский город, там около 650 тысяч жителей. При этом в городе существуют 12 тарифов на тепло, причем иногда разница в два раза. У нас самый низкий — 1200 рублей за гигакалорию, а есть компании, собирающие по 2400, то есть в два раза больше. Эта разница может быть в двух соседних домах!
Как может помочь альтернативная котельная? По математической формуле определяется цена на тепло в городе, если бы в нем построили новую котельную с наилучшими доступными технологиями. Исходя из этой цены и инфляционных ожиданий строится график. Дальше на этот график накладываются графики с реально существующей ценой нынешних участников рынка. Если у компании цена сегодня выше предполагаемой, ее тарифы замораживаются до тех пор, пока ее ценовой график не совпадет с графиком альтернативной котельной. В итоге механизм приведет к выравниванию тарифов на справедливом уровне, люди будут одинаково платить. Это такой социально-политический вопрос. Второй момент: альтернативная котельная — это механизм долгосрочного планирования теплового бизнеса в конкретном регионе. Появляется база для инвестиционных проектов, ведь сегодняшнее тарифное регулирование, когда тариф меняется каждый год, ни одного инвестора никогда не привлечет.
Ɔ. Все ли участники в Ульяновске согласны?
Участники все договорились, государство тоже — вышел закон с подзаконными актами. Другое дело, что он не жесткий и не очень обязательный.
Ɔ. Сколько продлится пилотный проект в Ульяновске?
Мы запускаем процесс с 1 января. Дальше идет договорно-техническая работа. Цены будут выравниваться 10 лет. Я вовсю продвигаю эту идею, и у меня уже далеко зашли переговоры с ВЭБом и их компанией «Город.РФ». Благодаря альтернативной котельной, тому, что есть определенность в тарифной политике, которая прописана на годы вперед, они готовы пойти к нам с инвестициями порядка 100–120 миллиардов рублей, вкладывать деньги в обновление сетей.
Ɔ. Как в России удается удерживать стоимость тепла на таком низком уровне?
Мы выигрываем у тех же скандинавов за счет высокого уровня централизации в системе теплоснабжения: у нас от одной огромной ТЭЦ топится, например, весь город. Те же скандинавы живут в логике более частной жизни: индивидуальное жилье, отопительный котел. У нас же ТЭЦ вырабатывают электроэнергию, и на этом же произведенном паре дают тепло. В этом смысле мы дешевле. У нас и газ более дешевый, чем в той же Германии.
Ɔ. Насколько велика долговая нагрузка «Т Плюс»? Мы встречали где-то информацию о 135 миллиардах, это так? За счет чего вы планируете погашать задолженность?
Любая крупная компания, которая ведет инвестиционную деятельность, привлекает деньги — в банках, на рынке. Уровень задолженности комфортный, мы исправно ее обслуживаем и постепенно сокращаем. При этом нам потребители за тепло должны 58 миллиардов, которые мы перекрываем кредитами, чтобы проводить нужный ремонт оборудования. Для снижения уровня долгов переходим на прямые расчеты с населением. С крупными потребителями договоры у нас были давно, но с ними и проблем меньше. Проблема в том, что появились управляющие компании, которые собирали наши деньги, но нам их не перечисляли. Сейчас мы эту схему нивелировали, выходим на прямые договоры с конечными потребителями, и они платят нам, а не управляющим компаниям. После чего мы платим УК за транспортировку тепла в дома — если вообще платим, с учетом их долгов.
Ɔ. Какой процент собираемости сейчас?
За 2018 год мы вышли на 97,3 процента — это очень хороший показатель для России. Я на прошлой неделе был у губернатора Пензенской области. В регионе казенное предприятие накопило долгов на полтора миллиарда. Они рассказывали нам, как люди не платят, как им тяжело живется, поэтому деньги до нас и не доходят. Мы заключили прямые договоры с конечными потребителями тепла, за счет этого сегодня собираем 104 процента оплаты с учетом долгов. Рассказал об этом губернатору, так он очень сильно был удивлен.
Ɔ. Как вы решаете вопрос с должниками?
Очень жестко. Я считаю, что это направление деятельности «Т Плюс» отлично выстроено. Для самых злостных неплательщиков добиваемся возбуждения уголовных дел, отъема имущества. Нам помогают судебные приставы, изымаем все, вплоть до телевизоров и холодильников. Только за счет таких репрессивных мер получается вернуть долги.
Ɔ. Есть возможность как-то разбить платежи по задолженности?
Конечно, такое правило есть. Не хочу кого-то обидеть, но вы мне покажите человека, который хочет добровольно все сто процентов долгов сразу оплатить? Кто-то осознанно не платит, у других проблемы. И тем, кто оказался в сложной ситуации, мы всегда готовы идти навстречу. Плюс, как я всегда говорю, сложнее всего собирать какие-то копейки. Чем меньше задолженность, тем сложнее ее собрать. Но мы работаем над этим за счет повышения технической оснащенности, углубления цифровизации. В 2019–2020 годах у нас должна заработать полная база потребителей, современный учет.
Беседовали Ксения Чудинова и Сергей Цехмистренко