На интеграцию с энергосистемой Европы понадобится 11 млрд гривен — глава "Укрэнерго"

Какие знаковые изменения в компании вы можете отметить за то время, что вы ее возглавляете?

Самое главное, что в компании впервые за всю историю ее существования начались структурные изменения. Раньше это во многом была замкнутая система с политически обусловленными ротациями менеджмента, которая оставалась неизменной на протяжении многих лет.

Самое главное структурное изменение — мы почти вдвое уменьшили количество уровней управления. Руководящие должности в компании очень сильно деноминировались за 1990-2000 годы.

Иерархия могла выглядеть так: директор, замдиректора, начальник департамента, замначальника департамента и далее точно также вниз на территориальном и областном уровнях. Руководителей плодили просто потому, что иначе нельзя было повысить зарплату ценным сотрудникам. В итоге, чтобы принять решение, его надо было провести через 20-25 ступенек, или, как говорят мои коллеги-ветераны компании, по "протоптанным муравьиным тропкам".

Эти витиеватые маршруты очень долго помогали людям работать и сдерживали эту компанию. Поэтому переход от функциональных вертикалей к развитым горизонтальным связям, к проектному подходу в менеджменте для многих стал стрессом. Естественно, это легче делать с нуля, создавая предприятия, чем пытаться перестроить огромный механизм, в котором заняты тысячи людей.

На момент моего прихода в компании работало примерно 11900 человек. Это было уже после аннексии Крыма. Из них 6500 работали руководителями.

Сейчас на руководящих должностях различных уровней около 3000. Это все еще достаточно много по сравнению с лучшими практиками управления подобными компаниями.

Сколько времени заняло внедрение этих процессов?

Они до сих пор внедряются. Сделать все сразу невозможно. Реформа компании — длительный многооперационный процесс.

Что еще изменилось?

Вторая большая победа — полное уничтожение коррупции в закупках. За неполные три года мы сэкономили более миллиарда гривен потребителям электроэнергии. Цены, по которым мы закупаем основное оборудование и материалы, упали по сравнению с 2014 годом в среднем на 40-50%. А по отдельным статьям и в 5-6 раз. За счет чего? Мы боролись с самой простой коррупцией: завышением цены и перераспределением прибыли подрядной организации или поставщика в пользу менеджмента.

Достоверный показатель открытости и прозрачности торгов — количество участников, которые приходят на них. Например, в 2015 году в большинстве наших тендеров было лишь по два участника, иногда три. А за первые полгода моей роботы их уже стало в среднем по семь. В принципе никакого другого контроля не надо. Достаточно просто сделать так, чтобы в тендерах могли участвовать все желающие. И они сами в ходе торгов понижают цену.

Мы оптимизировали тендерное предложение, разбили лоты на более мелкие закупки, где объединение было неестественным. Например, резина. Обычно резиной для легковых авто и для тракторов торгуют разные компании, вместе их практически ни у кого нет. Поэтому, если в один лот включено и то, и другое, сразу понятно, что он сделан под определенного поставщика. Честные компании не хотят тратить свои ресурсы на проигрышный тендер и не приходят. Мы создали условия для того, чтобы на тендеры приходили крупные иностранные производители, что раньше было невозможно. В итоге у нас теперь есть прямые договора с Siemens и другими подобными компаниями.

Но было много вопросов и к прямым контрактам, которые у вас заключались с украинскими производителями. В частности, по трансформаторам.

С трансформаторного тендера началась победа конкуренции в закупках Укрэнерго. Трансформаторный тендер объявили повторно после того, как первый закончился скандалом. Антимонопольный комитет запретил Запорожскому трансформаторному заводу участвовать в закупках из-за конфликта интересов, сговора с другим юридическим лицом.

Объявили новый тендер с определенной ожидаемой стоимостью, достаточно высокой на тот момент — около 2 млрд грн. Были стандартные условия. Производитель трансформаторов должен был иметь сертифицированный центр на территории Украины, способный обслужить в заводских условиях трансформаторы, заменить обмотки на специальном оборудовании и так далее. В стране есть только один завод, который имеет подобное производство, и полтора сервисных центра, которые теоретически соответствуют этим критериям. Поэтому в первые же дни после того, как я принял на себя управление, мы перенесли дату подачи предложения и начали менять документацию.

Для начала мы убрали требования по сервисному центру и разрешили привлекать арендные. Затем разбили предложение на лоты.

Если раньше все трансформаторы — 25 единиц в классах напряжения от 35 кВ до 750 кВ вместе с реакторами — шли одним лотом, то теперь у нас нет таких условий. Ведь в мире есть всего два или три производителя, которые могли бы поставить все это в комплексе.

Мы разослали письма в посольства тех стран, где есть производители хороших трансформаторов. В итоге на тендер пришло не две компании, как раньше, а пять. Итоговая сума закупки на те же трансформаторы в том же количестве составила не 2 млрд грн., а 930 млн грн. То есть мы получили 55% экономии.

Это была самая большая разовая закупка, проводившаяся за тарифные деньги без процедур на ProZorro, которые стали обязательны только через несколько месяцев. Точно так же было и на всех последующих более мелких тендерах. В среднем цены упали на 42%.

На каком этапе сейчас подготовка к синхронизации украинской ОЕС с ENTSO-E? Об этом говорят уже почти 20 лет.

Успешное подписание договора о будущей синхронизации нашей энергосистемы с ENTSO-E — большая победа украинской энергетической дипломатии. Первый раз о том, что это необходимо, заговорили еще в 2001 г. Затем уже после Революции Достоинства, в начале 2014 года. В 2016 году успешно завершилось исследование возможности синхронного объединения Украинской и Молдовской энергосистем с ENTSO-E. Его результаты показали, что синхронизация возможна при условии, что мы предпримем ряд технических шагов. Все они легли в основу каталога мероприятий по синхронизации с ENTSO-E и дорожной карты, которая стала неотъемлемой частью Соглашения об условиях по будущему присоединению нашей энергосистемы к ENTSO-E, которое мы подписали в прошлом году.

Это соглашение обязует Укрэнерго, как системного оператора, подготовить украинскую объединенную энергосистему для синхронизации. На шестой год после подписания Соглашения мы должны продемонстрировать, что украинская ОЭС способна работать автономно без синхронизации с энергосистемой РФ.

В 2018-2019 году блоки украинских электростанций должны пройти тестирование, на основании которого будет проведено исследование динамической устойчивости энергосистемы. Все техусловия и конфигурация исследований согласованы с ENTSO-E.

Кто будет финансировать эти мероприятия?

Средства на тестирование энергоблоков выделило Агентство США по международному развитию USAID через Энергетическую ассоциацию США USEA. Также мы договорились с Мировым банком, что в рамках кредита по нашему совместному проекту Передачи электрической энергии будут выделены деньги на исследования, которые пройдут уже по результатам тестирования.

Сейчас мы идем по графику без проволочек. Постоянно координируемся с Молдовой, подписан соответствующий меморандум на уровне правительств. Мы также подписали меморандум со всеми украинскими компаниями — производителями электроэнергии. Все они задекларировали свою готовность к интеграции.

Думаю, что, когда завершатся исследования, можно будет начинать инвестиции в модернизацию генерирующего оборудования.

Сколько денег потребует вся интеграция в ENTSO-E?

Оценить инвестиционные программы сложно. По предварительным оценкам на все вместе понадобится около 11 млрд грн (€352 млн). Но при этом надо понимать, что крайне сложно отделить деньги, которые нужны на мероприятия, необходимые исключительно для интеграции, от тех, что нам нужны в том числе и для поддержания надежности собственной энергосистемы. Например, на энергоблоках ТЕС надо модернизировать устройства для автоматического регулирования частоты и мощности, подключить их к центральному регулятору. На всех АЭС необходима дополнительная модернизация системы возбуждения генераторов. Инвестиции, которые находятся на стороне генерирующих компаний, мы оцениваем в размере примерно €150-200 млн.

Эти деньги будут включены в тариф?

Во второй половине следующего года в Украине уже должна работать новая модель рынка (электроэнергии — ред.) и ценообразования. Поэтому пока не ясно, из какого именно источника придут эти инвестиции. Учитывая, что окупаемость синхронизации составляет менее одного года, не имеет большого значения откуда придут эти деньги. И украинской экономике, и населению выгодно, чтобы синхронизация состоялась как можно скорее — это возможность объединить украинский рынок электроэнергии с европейским. За счет объединения у нас появится конкуренция, которая сдержит повышение цен на электроэнергию, неизбежное при либерализации рынка. Сегодня и оптовая цена, и тарифы для промышленности в Украине выше, чем в некоторых европейских странах. Поэтому конкурентное преимущество нашей экономики за счет дешевой электроэнергии уже утеряно. В то же время опыт стран, которые синхронизировались с ENTSO-E и объединили рынки, показывает, что оптовые цены на электроэнергию снижаются на 25% в течении первого же года.

После синхронизации мы сможем получить за счет импорта дополнительный объем электроэнергии, равный приблизительно 12% нашего внутреннего рынка.

Но это не значит, что сечения начнут работать только на импорт, чего боятся производители электрической энергии. Это ошибочное мнение, просто начнется полноценная торговля электроэнергией.

В новой модели рынка цена будет формироваться преимущественно на рынке на сутки вперед, а не на долгосрочных контрактах. В одни часы система будет работать на экспорт, а в другие — на импорт. И, думаю, украинские производители электроэнергии не допустят, чтобы внутрирыночные цены делали импорт экономически выгодным.

Интеграция просто приведет к естественному снижению цен на внутреннем рынке под давлением ценовых предложений восточноевропейского рынка.

По сути, такая формула ценообразования заставит тепловую генерацию искать варианты снижения цены на закупку топлива?

Им не нужно этого делать. Существующая цена топлива дает достаточно неплохую рентабельность для украинских производителей энергетического угля. В том числе, за счет вертикальной интеграции.

Конкуренция должна быть ощутима. Сейчас в отдельные дни года конкурентный сегмент рынка составляет не более 15%, а остальные 85% — фиксированная цена. После старта новой модели рынка, его конкурентная доля увеличится до 30-35%. Но этого все равно недостаточно, чтобы конечный потребитель получил минимальную цену из всех возможных.

И вертикальная интегрированность крупнейшего производителя электроэнергии на ТЭС в любом случае дает ему конкурентное преимущество перед другими участниками этого рынка. Поэтому изменить ситуацию может только появление крупных потенциальных поставщиков электрической энергии из Европы.

В целом, вы считаете реалистичным запуск новой модели энергорынка в июле следующего года?

С одной стороны, мы как разработчики значительной части документации, разумеется, рассчитываем на то, что проблем с запуском рынка в сроки не будет. С нашей стороны все будет сделано вовремя. Мы видим достаточно высокую активность регулятора, Министерства энергетики и угольной промышленности, готовность участников рынка.

А сопротивление?

Явного пока не видно, кроме стандартных для любых реформ бюрократических проволочек. Но они пока что не критичны, чтобы говорить о том, что рынок не начнет работать в срок. Например, у нас затягивается корпоратизация Укрэнерго, которая необходима, чтобы мы получили сертификат оператора системы передачи. Пока нет модели, по которой Минэнерго будет выполнять обязательства по разделению управления госактивами: генерацией ("Энергоатом", "Укргидроэнерго" — ред.) и передающими компаниями ("Укрэнерго" и МГУ — ред.).

Показательным станет октябрь-ноябрь текущего года.

Дело в том, что до 11 декабря "Укрэнерго" уже должно получить сертификат оператора системы передачи, соответственно Минэнерго необходимо до того времени завершить корпоратизацию компании и формирование наблюдательного совета. Также должен завершиться анбандлинг облэнерго. И останется еще полгода, чтобы определить универсальных поставщиков для каждой из областей Украины, поставщика последней надежды и доделать еще ряд вещей.

Если это отставание удастся наверстать и сохранится нынешняя политическая воля, то рынок начнет работать вовремя. С другой стороны, видя, как внедряется рынок газа и с какими сложностями сталкиваются его участники, я понимаю, что риски все же есть.

Но, к счастью, электроэнергетический рынок менее политизирован и коммерциализирован в плохом смысле этого слова, чем газовый. Поэтому я оцениваю наши шансы на внедрение нового рынка в срок существенно выше, чем они были у газовой отрасли.

Раз уж мы заговорили о реформах. На какой стадии корпоратизация "Укрэнерго"?

Надеюсь, что к октябрю мы станем ПрАТ. Реформа корпоративного управления — глобальный процесс, которому уже 11 лет. Это требование, которое выдвигалось уже очень давно, еще в первом совместном с ЕБРР проекте, который касался расширения возможностей выдачи мощности АЭС. С 2011 г. по 2013 г. трижды соответствующие законопроекты подавались в парламент. Более того, в старом законе 2013 года "Об основах функционирования рынка электрической энергии" даже содержались нормы по разделению "Укренерго" на несколько разных компаний.

Об этом много говорили в 2013 году в негативном контексте.

Безусловно! Тогда на фоне приватизации в энергетике было естественным ожидать, что, как минимум, магистральные сети продадут по привычным для того периода схемам.

Но сейчас компания должна оставаться единой. Эта модель более распространена в Европе, но в мире есть и другие модели. Например, в странах Америки и Азии независимый оператор не владеет магистральными сетями. Есть модели, как в Китае, когда одна компания выполняет все функции на рынке.

Давайте поговорим об аукционах по продаже межгосударственного сечения. Что изменилось и что изменится в работе аукционов по пропускным экспортным сечениям, в частности, после интеграции в ENTSO-E?

Я считаю, что электронные аукционы — наша большая победа. Работа над созданием платформы для них началась еще в 2014 году. Был длинный тендер, который долго не мог завершиться, параллельно пытались разработать собственный программный продукт.

Я разблокировал реализацию уже заключенного контракта на это ПО, при этом в результате переговоров мы понизили стоимость контракта примерно на 20%. Это при том, что компания чешская, программное обеспечение европейское, а курс гривни упал в два с половиной раза. В итоге платформу внедрили, и с весны прошлого года аукционы проходят исключительно в электронной форме.

Но, к сожалению, правила проведения аукционов до сих пор не изменились. Была договоренность с регулятором, что правила урегулируют вопросы транзита электроэнергии и дадут возможность проведения скоординированных аукционов с нашими соседями. Однако все это по-прежнему остается на стадии проекта.

То есть годовой аукцион в декабре пройдет по старым правилам?

Чтобы провести аукцион по новым правилам, их надо было принять не позже 1 июля. Ведь после этого надо еще около трех месяцев для доработки ПО, т.е. самой платформы. Если же их примут после 1 августа, то не останется даже теоретической вероятности того, что новый формат будет запущен в этом году. Безусловно, это репутиционная потеря для Украины. Но к Укрэнерго здесь нет ни малейших претензий, поскольку мы все выполнили, и в Энергетическом сообществе понимают это.

Тем не менее, аукционная платформа была запущена и подтвердила классическое правило: конкуренция дает прозрачность. Доходность торгов выросла в разы. Это существенная веха в истории. Однако, думаю, в следующем году такого роста уже не будет, поскольку наши внутренние цены на электроэнергию делают экспорт экономически не привлекательным для всех, кроме самой генерации.

Выходит, по-прежнему покупать будет заинтересован лишь ДТЭК, который и раньше выкупал все сечение?

Покупатели будут, разумеется. Вопрос в том, насколько много они готовы заплатить. Ведь чем выше плата за сечение, тем меньше их заработок на разнице между ценой продажи и оптовой ценой электроэнергии в Украине.

В следующем году еще, как минимум, шесть месяцев сохранится нынешняя оптовая цена, которая не очень привлекательна для экспорта электроэнергии. В отдельные часы она может быть другой, и за них на суточных аукционах будут серьезно конкурировать. А на длинных лотах (годовых и месячных аукционах) конкуренция вряд ли будет высокой, потому что там маржа зачастую уже отрицательная.

Каким образом будет функционировать перекрытие экспортных пиков?

Принцип очень простой. На годовом аукционе разыгрываются лоты, по которым длительность непрерывной поставки электроэнергии определенной мощности более одного месяца. Потом на месячных аукционах разыгрываются те, у которых этот период более одного дня. Затем на суточных — внутри суток почасовая торговля. Суточные аукционы "смотрят" фактическую загрузку ранее выигранного сечения (многие от него отказываются, многие используют не на 100% выигранного сечения), и на суточный аукцион выставляется, фактически, все, что осталось распределить после годового и месячного аукциона, а также недоиспользованное или отказанное.

У нас есть 650 МВт возможных поставок в направлении Венгрии в год. По годовым и месячным аукционам суммарно распределено 455 МВт, еще 195 МВт мы выставляем на суточный аукцион с почасовой разбивкой. Будут отдельные часы, когда поставка имеет экономический смысл, тут будет какая-то борьба. А будут часы, когда экономической выгоды нет, поэтому за них никто конкурировать не будет.

Вы видите в этом возможность для "Укрэнерго" получить дополнительные средства?

Этот год был уникален, так много денег с аукционов мы не получали никогда. Речь идет о приблизительно 300 млн грн, полученных только по результатам годового аукциона. Прогноз постоянно увеличивается за счет суточных аукционов.

Очень тяжело прогнозировать на следующий год, потому что спрос на доступ к сечению будет определяться, в первую очередь, ценовой конъюнктурой на самих рынках.

В Украине активно развивается "зеленая" энергетика. Вы неоднократно высказывали опасения в связи с растущим небалансом в системе. Поможет ли интеграция в ENTSO-E помочь перекрыть этот дисбаланс?

У этой проблемы две стороны: техническая и экономическая. "Зеленый" тариф в Украине одни из самых высоких. Сейчас в правительстве склоняются к модели аукционов, но по ней очень много вопросов, на которые пока нет ответов. При этом новые инициативы предполагают, что для всех, кто подписал договора на присоединение до вступления в силу нового закона, старые правила по "зеленому" тарифу останутся в силе.

На сегодня совокупно выдано технических условий на строительство 7,9 ГВт, из которых 1,5 ГВт уже построено. Строительство около 2 ГВт под вопросом, потому что мы не уверены, что у этих девелоперов достаточно финансирования, и около 2 ГВт — на разных стадиях согласования у нас и в облэнерго. Мы предполагаем, что примерно 5 ГВт построенных мощностей могут попасть под действующее сегодня законодательство.

Как можно будет балансировать все эти "зеленые" электростанции?

Прежде, чем ответить на этот вопрос, надо понять, во сколько нашим потребителям может обойтись поддержка "зеленых". Безусловно, альтернативная генерация — хороший бизнес, который будет платить налоги. Но при этом следует помнить, что цена электроэнергии в Украине будет расти по мере увеличения доли ВИЭ.

По нашим расчетам, если в энергосистеме будет работать 7,5 МВт ВИЭ, и при этом мы не изменим структуру генерации, то цены вырастут минимум на 57,7%. А когда не хватит мощностей для балансирования "зеленых" — то вообще вдвое. Среди последствий такого подорожания электроэнергии будет значительный рост инфляции, снижение конкурентоспособности экономики и т.д. Именно этот момент должен волновать больше всего.

Поэтому, балансирование ВИЭ в новой модели рынка это всего лишь вопрос цены. Когда нам не будет хватать балансирующих мощностей, и мы будем готовы покупать электроэнергию для покрытия небалансов (только дайте!), откроется новый сегмент рынка. Тогда построят и новые балансирующие мощности.

Откуда мы возьмем деньги на эти закупки? Из нашего тарифа, который формируется из цены на электроэнергию для потребителей. Поэтому все снова сводится к цене.

При этом мы понимаем неизбежность перехода на чистую энергию, поскольку в ней наше будущее. Иначе мы бы не были так активны в вопросе упрощения доступа к магистральной сети для новых объектов ВИЭ.

Но какие мощности и сколько нам надо для балансирования зеленых?

Здесь все очень просто. Нам нужно на каждый МВт мощности новых солнечных и ветровых электростанций иметь 300 кВт балансирующих мощностей для любого объекта, мощность которого превышает 3000 МВт.

Исходя из этого расчета, сейчас уже понятно, что наша энергосистема в ее нынешнем виде не сможет безболезненно балансировать более 3000 МВт установленной мощности ВИЭ. Для того, чтобы принять в нее больше "зеленых", понадобится строить дополнительные балансирующие мощности. По предварительным расчетам понадобится около 2500 МВт.

При этом после синхронизации с ENTSO-E мы получим сечение межгосударственных линий в 2200 МВт. Это означает, что появится возможность импортировать электроэнергию для балансирования. Но здесь не все так просто, потому что везде балансирующая энергия дорогая, ведь она в дефиците. И тут возникает вопрос: зачем нам платить по высокому "зеленому" тарифу, оплачивать дорогую тепловую генерацию и при этом еще и покупать из-за границы дорогую балансирующую энергию? Поэтому, надо построить внутри нашей энергосистемы новые высокоманевренные мощности.

А маневрирование атомными блоками рассматривалось?

Этот вопрос требует, прежде всего, понимания технических возможностей наших АЭС. Сразу скажу, что быстро загружать и разгружать атомные энергоблоки, как это делают во Франции, нельзя. На украинских АЭС реакторы другого типа, которые не позволяют делать подобные вещи.

Но наши АЭС все же могут изыскать дополнительные возможности для балансирования системы, если выйдут на проектное количество циклов загрузки и разгрузки реакторов. Режимы, в которых сейчас работают украинские АЭС, не предусматривают и половины от их предельного количества.

В целом каждый энергоблок может получить 50-80 дополнительных циклов разгрузки-загрузки. Такой подход позволит каждую неделю выключать один из атомных блоков в моменты больших провалов потребления или большого избытка электроэнергии в системе. Это будет дешевле, чем платить за ограничения тех же ВИЭ. Но быстро загрузить атомный блок на полную мощность, когда у "зеленых" будет провал в генерации, мы не можем.

Может ли решить проблему балансирования ВИЭ строительство новых гидроэлектростанций?

ГЭС, в принципе, могут решить этот вопрос. Но мы столкнемся и с протестами экологов, и с высокой стоимостью такого строительства. ГЭС очень надежны, срок эксплуатации у них тоже очень большой, но мы не успеем их построить в достаточном количестве к тому моменту, когда мощность новых СЭС и ВЭС превысит порог в 3000 МВт. Более того, ГЭС это все-таки активы для вторичного, а не первичного резерва балансирования. А нам нужны более маневренные и желательно более дешевые электростанции.

ВЭС и СЭС часто серьезно влияют на баланс энергосистемы, создавая миллисекундные колебания, на которые надо реагировать молниеносно. Поэтому мы считаем, что из того, что сегодня есть на рынке, нам надо иметь в системе некоторый объем мощностей energy storage и высокоманевренных газопоршневых электростанций. Всего — 2500 МВт.

Газопоршневые электростанции будут работать незначительное количество часов в год, поэтому на газовый баланс это не повлияет. Альтернативы им с точки зрения удельной цены за МВт установленной мощности или с точки зрения скорости полной загрузки блоков не существует. Если мы все это построим вовремя, цена электроэнергии вырастет лишь на 47%. Это самый экономный вариант.

Какие инвесторы могут заинтересоваться такими проектами?

Есть достаточно богатые украинские инвесторы, которым может быть интересно вкладывать в energy storage. Возможно, найдутся и те, кого заинтересуют газопоршневые станции. Если же государство объявит соответствующие конкурсы на такое строительство, где предметом будет цена — плата за мощность, то вполне вероятно, что они заинтересуют и иностранных инвесторов, у которых есть доступ к дешевым кредитам.

Единственное чего нет для таких проектов в нашем законодательном поле — это гарантии выкупа услуги. Для этого надо внести изменения в уже утвержденные кодексы. Мы будем инициировать эти правки, и надеемся, что при совместной работе с Минэнерго и НКРЭКУ до конца текущего года сможем обеспечить принятие необходимых изменений во вторичное законодательство и начать процедуру конкурса на создание мощностей.

Если говорить о вашей инвестиционной программе на этот год и на следующий — какие основные приоритеты?

Год назад утвердили первую стратегию нашей компании, это пока внутренний документ, но с его содержанием можно ознакомиться на нашем корпоративном сайте. Он лег в основу трехлетнего стратегического плана развития, который утверждается Министерством энергетики. Поэтому инвестиционная программа в этом году и прогноз на следующий год — несколько меньше, чем были в прошлом и позапрошлом году из-за изменения нашей инвестиционной стратегии. Мы сейчас больше начинаем опираться на финансирование за счет займов от международных финансовых организаций, чем на запрос в тарифе компании на финансирование.

В любом случае нам необходимо по возможности, без задержек завершить строительство крупных инфраструктурных объектов.

Первый и самый важный — достройка линии 750 кВ от Запорожской атомной электростанции и до подстанции Каховской. Она снимет ограничения по выдаче мощности Запорожской АЭС, а также расширит возможности для присоединения объектов ВИЭ в этом узле, ведь они там уже практически исчерпаны.

Второй очень важный объект — строительство подстанции 500 кВ Кременская в Луганской области. Там, начиная с 2014 года, появилась огромная проблема с надежностью энергоснабжения севера этого региона. В следующем году мы планируем начать строительство линии 330 кВ "Новоодесская-Арцыз", чтобы решить проблемы с надежностью энергоснабжения юга Одесской области.

Это и наша совместная с Европейским инвестиционным банком программа автоматизации подстанций, которая сейчас только разворачивается. Она охватывает почти 50 высоковольтных подстанций. Основная работа здесь начнется в 2019-м. Исторически до этого основными объектами инвестирования были линии электропередач, подстанции были в каком-то смысле незаслуженно забыты.

Есть еще какие-то области в Украине, которые вы все еще считаете ненадежными?

Нам надо построить дополнительные линии в приграничных регионах с Российской Федерацией. Нужно усилить связи между запорожским и харьковским энергоузлами — мы потеряли ряд линий, шедших транзитом через территории, которые сейчас не контролируются Украиной. Поэтому вместо них нам нужно достроить еще 4 небольших ЛЭП.

Линия "Новоодесская-Арцыз" — это часть большого проекта по восстановлению потенциального транзита электроэнергии из Украины в Румынию. Мы завершили большое исследование с ЕБРР, они готовы инициировать новый проект по замыканию южного полукольца 750 кВ, строительство новой подстанции 750/400 кВ "Приморская".

Это повысит надежность снабжения не только для нас, но и Молдовы. Для Румынии это строительство должно принести значительное преимущество в связи с тем, что у них в данном регионе строилось много ветропарков, и они испытывают проблемы с сечением для выдачи мощности. Часть их электроэнергии сможет проходить транзитом через нашу и молдовскую территорию, и облегчит выдачу мощностей этих ветропарков. Это очень выгодный проект.

С какой целью ваша компания отстаивает стимулирующее тарифообразование?

Тяжело сказать, что мы его отстаиваем. Мы к нему готовы. Мы считаем, что методика его формирования не оптимальна, особенно для нас. Мы не согласны с тем, что методика едина для облэнерго и Укрэнерго. Увеличение тарифа, в том числе и для Укрэнерго, будет слишком большим при применении стимулирующего тарифа по этой методике. Мы не понимаем, как обеспечить эффективное инвестирование столь больших ресурсов, не имея достаточного количества инвестиционных проектов сейчас. Мы уже провели рабочие встречи с регулятором и рассчитываем, что методика будет скорректирована для поиска необходимого баланса.

Если будет новый конкурс на руководителя Укрэнерго, вы будете в нем участвовать?

По уставу нового руководителя для компании назначает Наблюдательный совет. Но на основании конкурсной процедуры. Условия конкурса и порядок его прохождения будет формировать новый Наблюдательный совет компании.

Зачем нужен Наблюдательный совет? Он должен принести в компанию корпоративную культуру, культуру ведения бизнеса.

Это будут менеджеры с большим опытом работы в международных компаниях, которым не нужно ничего изобретать. Они приходят, зная, как должно быть. Еще с ними должна прийти стабильность. То обстоятельство, что руководитель компании утверждается Наблюдательным советом, изолированным от прямого влияния политически мотивированных людей, добавит стабильности, позволит выбирать профессиональный менеджмент. А из кого выбирать — отдельный вопрос.

Источник