Генеральный директор "Ленэнерго" Андрей Рюмин: "Хотим сделать сети самоуправляемыми"

Как сегодня идет процесс технологического присоединения, когда в Петербурге будет реализована масштабная программа цифровизации сетей, позволяющая эффективно ими управлять, быстрее устранять дефекты и снизить потери, — об этом в интервью "ДП" рассказал генеральный директор "Ленэнерго" Андрей Рюмин.

Несколько лет назад "Ленэнерго" оказалось в сложном экономическом положении. Многие договоры технологического присоединения были не исполнены. В прошлом году ситуация начала исправляться. Есть ли сейчас просрочка по исполнению договоров?

— В 2016–2017 годах компания выполняла заявки 5–7–летней давности. Теперь почти все они закрыты. В городе проблем с подключениями нет. Осталась просрочка по объектам в Ленинградской области — это менее 2 тыс. договоров. Планируем до конца года эти обязательства закрыть.

Больше половины имеющейся просрочки — так называемые сложные договоры технологического присоединения. Чтобы их выполнить, необходимо провести масштабный объем согласований. Например, договориться о прокладке линий через леса первой категории, о пересечении железных дорог, федеральных трасс. Серьезная проблема — опосредованное присоединение. Особенно она актуальна для присоединения сетей в садоводствах, где есть участки других сетевых организаций.

Около 8 тыс. договоров остаются невыполненными по вине самих заявителей. Это те случаи, когда заявители, со своей стороны, не проводят предусмотренные договором техприсоединения обязательные мероприятия. По закону только через год после окончания установленного для их исполнения срока мы можем подать в суд и прекратить такие обязательства. До этого момента в нашей статистике они считаются просроченными, хотя и не по нашей вине.

Что касается текущих обязательств, то в год мы планируем исполнять около 30 тыс. договоров технологического присоединения. К 1 октября выполнено 19,5 тыс. договоров. Оставшиеся 10,5 тыс. будут исполнены в IV квартале — на последние месяцы года всегда приходится значительный объем завершения работ. Это связано с тем, что многие строительные организации стараются оформить свои объекты также в конце года. Отмечу, что 95% договоров присоединения приходится на льготную категорию потребителей, тех, кто подключает мощность до 150 кВт. До 2015 года льгота предоставлялась при подключении до 15 кВт, а с 2015 года частично и в 2017 году окончательно категорию льготников расширили до 150 кВт. Присоединение мощности до 15 кВт обходится заявителю в 550 рублей, а от 15 до 150 кВт средняя стоимость договора технологического присоединения за 2018 год составила около 32 тыс. рублей.

Как идут дела со строительством более крупных объектов? Каков объем инвестиционной программы "Ленэнерго"? Строительство каких объектов предусмотрено инвестпрограммой?

— В 2020 году заканчивается пятилетний период регулирования для "Ленэнерго". Согласно последней корректировке инвестиционной программы, общий объем финансирования на 2018–2020 годы составит 71 млрд рублей, из этих средств 55 млрд рублей будет вложено в городские объекты, 16 млрд рублей — в объекты в Ленинградской области. В Петербурге источником финансирования выступают собственные средства компании, для проектов в Ленобласти мы частично будем привлекать заемные средства в размере 2–2,5 млрд рублей. Деньги пойдут на стандартные цели: новое строительство, реконструкцию, ввод объектов техприсоединения.

За период 2018–2020 годов планируем построить 10 подстанций 110 кВ, а именно: "Шушары" (Московский район), 124–А (Калининский район), "Ленсоветовская" (Пушкинский район), "Юго–Западная 1" (Красносельский район), "Юнтолово" и "Каменка" (Приморский район), "Московская товарная" (Центральный район), "Нойдорф" (Петродворцовый район), "Петровская" и 12–А (Петроградский район). Также планируется строительство 16 подстанций 35 кВ, реконструкция 32 центров питания и более 260 км сетей напряжением 35 и 110 кВ. Помимо того, мы намерены построить более 160 км кабельных линий электропередачи (ЛЭП) 35–110 кВ.

Уточните, пожалуйста, какие именно воздушные сети могут уйти под землю в ближайшее время?

— "Ленэнерго" реализует программу по переводу воздушных сетей в кабельное исполнение, рассчитанную до 2022 года. Мы планируем провести работы стоимостью несколько миллиардов рублей на линиях 110 кВ, проходящих по территории Красногвардейского района (Ржевская–3, Ржевская–4), Красносельского района (Южная–12, Южная–13), а также на линиях 35 кВ в Приморском и Курортном районах (Приморская–1, Приморская–2, Приморская–3, Приморская–6). Эти линии проходят по территориям автостоянок, рядом с крупными торговыми центрами, в окрестностях станций метрополитена, вдоль крупных автомобильных магистралей с интенсивным движением. Перевод воздушных сетей в кабельное исполнение существенно повышает безопасность, поскольку кабельные линии не подвержены климатическим воздействиям, имеют большую степень защиты, потери при передачи электроэнергии на таких линиях меньше, чем на воздушных. Программа перевода линий в кабельное исполнение важна и для города, ведь мы освобождаем большие территории, которые можно застраивать.

Сколько территорий освободится?

— До 2022 года за счет реализации данной программы планируется освободить около 1 млн м2. Высвобождение этой территории, занимаемой охранными зонами воздушных линий, позволит обеспечить дополнительное развитие территорий города, развитие инфраструктуры, жилищного и промышленного строительства Петербурга, безусловно, положительно скажется на архитектурном облике города.

Какой статус у освобожденных таким образом земель? "Ленэнерго" может ими распоряжаться и запустить на них какой–нибудь девелоперский проект?

— Это городские земли. Сейчас они у нас в аренде, как только воздушная ЛЭП убирается, договор расторгается. Это позволит минимизировать расходы по арендным платежам.

Недавно в Петербурге назначен новый врио губернатора. Повлиял ли его приход на планы развития "Ленэнерго"?

— Безусловно, мы планируем сверить наши планы относительно развития компании, финансовых показателей с новым руководителем Петербурга. Город — наш второй акционер, у него блокирующий пакет акций, все важные решения мы принимаем вместе. Петербург пропорционально своей доле получает дивиденды, это сотни миллионов рублей. Что касается инвестиционной программы, то обычно утверждать ее мы начинаем в феврале. В марте проходит ценовой аудит, общественные слушания, потом идут согласования на уровне субъектов РФ и т. д. В ноябре–декабре инвестиционная программа должна быть утверждена.

По итогам 2018 года город сможет рассчитывать на дивиденды? Какие прогнозы результатов работы компании на этот год?

— Согласно бизнес–плану, объем выручки по итогам 2018 года ожидается на уровне 74 млрд рублей, чистой прибыли — около 9 млрд рублей. Убежден, что эти показатели будут перевыполнены.

Выручка "Ленэнерго" зависит от величины тарифов, установленных государством. Уже известно, как изменятся тарифы в 2019 году? Сейчас обсуждается много различных новаций в области тарифного регулирования, например ввести механизм 100%–ной оплаты резерва мощности. Какие предложения могут быть внедрены в 2019 году?

— Мы внимательно следим за всеми законодательными инициативами в области тарифного регулирования. Но этот вопрос лучше задать инициаторам — Минэнерго, ФАС России, другим уполномоченным органам исполнительной власти.

Тарифная заявка на 2019 год уже подана. Как правило, тарифы утверждаются во второй половине декабря. Сейчас идет общение с регуляторами — комитетом по тарифам Петербурга и ЛенРТК.

Об оплате резерва мощности, предусматривающей постепенное ее увеличение за неиспользованную нагрузку с 10% в 2019 году до 100% в 2024–м, говорят как о деле решенном. Или это не так?

— Закона пока нет. Хотя мы как сетевая компания данную инициативу поддерживаем.

Почему?

— Предположим, пришел потребитель, которому нужно 10 МВт. У нас есть подстанция, способная выдать эту мощность. Мы строим необходимые кабельные линии, подключаем потребителя. Под его потребности резервируем мощность на источнике питания, то есть держим систему в состоянии готовности в любой момент выдать требуемые 10 МВт. Однако по факту потребитель использует только 5 МВт. Допустим, приходит другой потребитель, находящийся рядом с этой же подстанцией, и просит выдать ему 5 МВт. Однако фактически свободные, но зарезервированные 5 МВт с этой подстанции мы не можем ему предоставить, и нам приходится строить новую подстанцию. По факту этого можно было не делать: свободные мощности же есть, но они не используются. При этом, если строительство дополнительного объекта заложено в инвестиционную программу, затраты на него учитываются в тарифе. То есть за лишнюю мощность заплатят все потребители электроэнергии. Если бы существовала плата за резервирование, то первый потребитель, скорее всего, заказал бы 5 МВт, а не 10.

Хочу подчеркнуть, что это относится не только к новым присоединениям, но и к уже существующим. Если в настоящее время есть потребитель с зарезервированной мощностью 10 МВт, использующий ее только частично, то при введении платы за резерв он откажется от неиспользуемой мощности, и отпадет необходимость тратить средства на строительство для присоединения новых потребителей в этом районе.

Много подобных ситуаций в Петербурге? Сколько средств может высвободиться за счет введения платы за резервирование, уже посчитали?

— В Петербурге, в Ленинградской области, по всей России есть потребители, для которых сетевые компании держат резервные мощности. Если бы взималась плата за резервирование, планирование нагрузок было бы кардинально другим. Ведь сейчас потребитель знает, что он один раз заплатит за присоединение, получит мощность (про запас) и будет ее держать. Высвободившиеся инвестиционные средства можно подсчитать очень приблизительно, но у нас много крупных предприятий, подключивших десятки мегаватт мощности, которые ими не используются.

Сейчас много говорят о переходе на цифровую экономику, сетевые компании занялись цифровизацией сетей. На какой экономический эффект от такой новации вы рассчитываете?

— План цифровизации — это одно из приоритетных направлений развития сетевого комплекса нашего основного акционера — компании "Россети". В рамках создания цифровой сети на первом этапе мы планируем заняться строительством цифровых подстанций, цифровых РЭС (районные электрические сети), оснастить распределительные электрические сети самоуправляемыми и дистанционными элементами. Далее займемся организацией автоматизированных интеллектуальных систем учета электроэнергии, внедрением повсеместной телемеханики, связи. Весь комплекс работ планируется выполнить до 2030 года. Уже обеспечена наблюдаемость всех подстанций 35–110 кВ. Сейчас мы управляем примерно 450 подстанциями, мы можем следить за их работой из центра управления сетями. До недавнего времени 1 / 3 подстанций мы не могли управлять дистанционно.

То есть персонал на этих подстанциях уже не нужен?

— К 2030 году наблюдаемость должна стать такой, чтобы диспетчер, находясь в центре управления, видел всю сеть. Сейчас, если произошло технологическое нарушение, диспетчер дает команду, выезжает оперативная бригада, находит поврежденный участок сети, проводит мероприятия по восстановлению электроснабжения потребителя по резервной схеме, приступает к организации ремонта. А в цифровой сети все делает диспетчер: получает мгновенную информацию о текущих нарушениях в электрической сети, дистанционно восстанавливает электроснабжение потребителя по резервной схеме. Но персонал, конечно, все равно необходим. Кадровая оптимизация будет, но она не подразумевает массового высвобождения сотрудников. Восстанавливать поврежденное оборудование все равно поедет ремонтная бригада.

В какую сумму обойдется цифровизация?

— Согласно сценарным условиям, разработанным в "Россетях", на цифровизацию начиная с 2019 года ориентировочно будет выделяться 20% от инвестиционной программы. В случае с "Ленэнерго" затраты на цифровую сеть до 2030 года оцениваются в районе 50 млрд рублей.

Мы уже проектируем первые цифровые подстанции — "Мартышкино" на 110 кВ и "Детскосельскую" на 35 кВ. Выполняются мероприятия по созданию Цифрового Северного РЭС в Калининском и Выборгском районах СПб. В ближайших планах пилотными зонами цифровизации будут сети в Петроградском, Центральном, Курортном, Василеостровском, Колпинском районах. Кроме того, производится автоматизация сети 6–10 кВ Всеволожского района Ленобласти.

В чем плюсы цифровизации для потребителей?

— Существенно сократится время на выявление и устранение дефектов сети. Сейчас по регламенту после технологического нарушения мы должны подать напряжение максимум за 2 часа. Будет быстрее. Само число технологических нарушений снизится. Ускорится процесс подключения новых потребителей.

Какое будет использоваться оборудование — иностранное, российское?

— Разное. Но цифровая сеть — это не только замена оборудования. Это переход на качественно новый уровень. Мы хотим идти дальше, сделать сети самоуправляемыми. Уже есть примеры систем, которые сами себя анализируют и сигнализируют о наличии узких мест. Сеть дает рекомендации, какие участки нуждаются в ремонте. Анализируется огромная база данных, в ней фиксируются все данные о трансформаторах, кабельных линиях, сроках службы элементов сети, регламентных сроках ремонта оборудования. На основе этих сведений интеллект системы моделирует различные ситуации, смотрит, где какие нагрузки, и показывает, на каких участках велика вероятность технологических нарушений. Становится ясно, где нужно проводить ремонтные работы или реконструкцию.

Много лет обсуждается идея, что в одном регионе должна работать одна сетевая компания. Вы сторонник такого подхода? В Петербурге все сети уже принадлежат "Ленэнерго"?

— Не совсем так. В Петербурге крупные компании консолидированы, но формально этот процесс еще не закончен. Крупные компании — АО "СПбЭС", АО "ПЭС", АО "ЦЭК", АО "Курортэнерго" — уже находятся в периметре "Ленэнерго". Документы на их включение в состав компании рассматриваются в Минэнерго и Минэкономразвития. В ближайшее время мы рассчитываем объединить эти организации в одну. Но в Петербурге остается еще девять сетевых организаций. Объем их бизнеса небольшой, примерно 3,3% рынка. Лично я согласен с посылом, что должна быть одна сетевая компания в регионе.

Считается, что рынок по передаче электроэнергии априори неконкурентный. Мелкие сетевые организации конкурируют друг с другом?

— Бывают примеры конкуренции. Возьмем условный город, где работают две крупные сетевые организации. Предположим, город определил, что будет строить инноград или научный центр федерального масштаба, где нужна большая мощность. Этот проект интересен для обеих сетевых компаний. И одна и другая компании хотят заключить договор на технологическое присоединение этого объекта. В такой конкуренции есть и плюсы, и минусы. Плюсы в том, что компании начинают снижать стоимость. А минус — что часть работ по присоединению нового потребителя может быть включена в инвестиционную программу. А если обе компании так сделают, то теоретически один и тот же объект может быть учтен в инвестпрограмме дважды. Это значит, что за него через тариф дважды заплатят потребители.

Работающую в Ленобласти ЛОЭСК можно назвать конкурентом "Ленэнерго"?

— У нас бывают моменты конкуренции, но они достаточно редки. Наша деятельность слабо пересекается. Исторически сложилось, что ЛОЭСК работает в центрах Ленинградской области, создана на муниципальных городских сетях, а сети "Ленэнерго" расположены большей частью вне городов, на всем остальном пространстве области.

В каком состоянии находятся переговоры о возможном присоединении ЛОЭСК к "Ленэнерго"?

— Миноритарный пакет ЛОЭСК принадлежит Ленинградской области, более 75% — частным акционерам. Мы обсуждали вопрос консолидации, компания входит в сферу наших интересов. Но конкретных договоренностей пока нет. ЛОЭСК — интересный актив, компания контролирует четверть регионального рынка.

Некоторое время назад "Ленэнерго" объявило, что готово брать в управление сети в садоводствах. Однако складывается ощущение, что интерес к этому направлению стал угасать. Так ли это?

— Ситуация с сетями садоводств очень непростая. Мы можем предложить садоводам заключить с нами прямые договоры по передаче на баланс или в эксплуатацию "Ленэнерго" данных сетей, но нередко на это готова только часть потребителей. Передача сетей без единого согласия собственников садоводства невозможна. Основные сложности вызывает подключение к сетям лиц на территории садоводств, не являющихся членами некоммерческих организаций (СНТ, ДНТ и т. д.). Садоводства, пытаясь решать внутренние финансовые взаимоотношения с "нечленами", часто отказывают сетевой организации. Урегулирование таких подключений связано для нас с большими временными потерями, не строить же параллельные сети в садоводстве, чтобы подключить часть потребителей. При передаче сетей в "Ленэнерго" проблемы с подключением внутри садоводств были бы исключены. Некоторые некоммерческие организации готовы заключить договор, но только на возмездной основе. Но для нас никакого заработка при этом не будет, будем обслуживать сети садоводств и в лучшем случае получать деньги, чтобы их хватало на эксплуатацию сетей.

Похожая проблема есть и с некоторыми управляющими компаниями в многоквартирных домах в Петербурге, по согласованию с которыми решаются вопросы подключений встроенных помещений.

В этом году "Ленэнерго" приняло внутренний регламент. По нему, если какая–нибудь компания собирается переносить электрические сети, она должна заказать эту услугу у "Ленэнерго". Как бизнес воспринял эту новацию?

— Решение о необходимости принять всеми дочерними обществами новые регламенты для проведения работ по выносу сетей в начале года приняли "Россети". "Ленэнерго" такой регламент утвердило в июне. Создали специальное подразделение, которое занялось координацией этой работы. Однако в бюджете многих организаций, которым нужно было выносить сети, не были предусмотрены средства на оплату услуг "Ленэнерго". Возник риск остановки ряда строек. В итоге правительства Петербурга и Ленинградской области предложили внести изменения в регламент. 25 сентября такие изменения были внесены. Мы допустили заключение договоров, по которым заявитель выносит сетевое имущество за свой счет. Но в его обязанность входит компенсировать "Ленэнерго" возникающие налоговые последствия. Например, через участок проходили сети балансовой стоимостью 100 тыс. рублей. Собственник участка их ликвидировал, построил новые стоимостью 200 тыс. рублей и передал нам на баланс. Но по бухгалтерскому учету имущество стоило 100 тыс., а не 200 тыс. рублей, у нас возникли дополнительные налоговые обязательства, которые должен компенсировать заявитель.