Про діяльність Міністерства палива й енергетики України кожен може судити вже виходячи з рівня цін на енергоносії. Якщо додати до цього публічні дискусії про перспективи газотранспортного консорціуму, нафтопроводу Одеса—Броди, об’єкта «Укриття» на Чорнобильскій АЕС, реформування вуглевидобувної галузі, а також перманентне подорожчання світлих нафтопродуктів, то вийде досить яскрава, хоч і не повна картина аспектів, які належать до сфери діяльності Мінпаливенерго. Однак це далеко не все господарство, ввірене головному енергетику країни Івану Плачкову. І не весь спектр його турбот. Тому ми і запропонували пану Плачкову відповісти, окрім іншого, на запитання щодо перспектив розвитку паливно-енергетичного комплексу України.
— Іване Васильовичу, сподіваюся, що за час, який минув після вашого вступу на посаду міністра палива й енергетики України (до речі, вже вдруге), ви встигли провести інвентаризацію ввіреного господарства. Тому зможете сьогодні точно сказати, які підприємства паливно-енергетичного комплексу належать до сфери впливу Мінпаливенерго. А то на тлі минулих приватизаційних процесів у ПЕКу складається враження, що Мінпаливенерго практично мало на що впливає.
— До компетенції Міністерства палива й енергетики України відносяться п’ять основних секторів: електроенергетика (усі її складові, включаючи атомну), вуглевидобувна галузь, газовий і нафтовий сектори, включаючи транзит енергоносіїв, а також атомна промисловість.
Атомна енергетика перебуває в державній власності і зосереджена в НАЕК «Енергоатом». Далі, НЕК «Укренерго» — це міждержавні та магістральні мережі електропередач, також держвласність. До енергетичного сектора також належать усі енергогенеруючі й енергопостачальні компанії. Чотири генкомпанії — акціонерні товариства з переважною часткою держпакета акцій. Одна компанія перебуває в приватній власності. У більшості обленерго держпакет становить 50% акцій, але навіть там, де держчастка обмежена пакетом у 25% акцій, держава впливає на роботу компаній через участь у корпоративному управлінні.
Що стосується вугільного сектора, то він практично в повному обсязі, за винятком кількох приватизованих шахт, також перебуває в держвласності. Основну частину вуглевидобувних підприємств сьогодні передано в НАК «Вугілля України». Сформовано нову структуру управління галуззю, яку ми вже впроваджуємо. А основні активи нафтогазового комплексу зосереджено в НАК «Нафтогаз України».
— Але ж на сьогодні не тільки обленерго, а й деякі колишні облгази приватизовано й перетворено на ВАТ. Вони підконтрольні Мінпаливенерго чи «пішли на вільні хліби», як більшість нафтопереробних заводів?
— На сьогодні 9 обленерго повністю приватизовані. Однак за багатьма позиціями вони керовані державою в особі Мінпаливенерго і НКРЕ. Узгоджується технічна й тарифна політика. Здійснюється антимонопольне регулювання. Природно, ми координуємо і визначаємо політику галузі в цілому, усі ці підприємства працюють за затвердженими Мінпаливенерго балансами.
— Які взаємовідносини Мінпаливенерго з НАК «Нафтогаз України», НАК «Енергетична компанія України», НАК «Вугілля України», що безпосередньо підпорядковані Кабміну, а не міністерству? Чи не виникає колізій між вами як міністром і керівниками цих держкомпаній?
— Колізій не виникає. Але структура управління Мінпаливенерго не є логічною. Сьогодні (у середу. — А.Є.) це питання розглядали на засіданні Кабінету міністрів, підтримано позицію Мінпаливенерго щодо управління цими компаніями. Втім, я як міністр і член уряду і так можу впливати на політику НАКів. Хоча, повторю, система взаємовідносин у галузі нелогічна, вона створює чимало труднощів із погляду організаційних питань документообігу. Тобто з точки зору бюрократії додає невизначеності.
— Сформулюйте, будь ласка, основні завдання Мінпаливенерго на найближчу перспективу і поясніть, як очолюване вами міністерство і підприємства ПЕКу мають намір їх вирішувати і за які кошти? Інакше кажучи, розкажіть про основні напрями концепції розвитку ПЕК України.
— Що стосується коштів, то це і власні інвестиції, і кредити Світового банку, ЄБРР, інших фінансових інституцій. Наприклад, кредит «Дойчебанку» (перший транш) спрямований на модернізацію газотранспортної системи України. Кредит у 85 млн. дол. Світового банку призначений для модернізації та розвитку електроенергетики. Він буде використаний для розвитку ліній електропередач. 125 млн. дол. від ЄБРР і Євроатому будуть спрямовані на підвищення безпеки і модернізацію атомних блоків на Рівненській і Хмельницькій АЕС після їхнього пуску. Близько 100 млн. дол. підуть гідроенергетиці — це кредит Світового банку на реабілітацію ГЕС України. Актуальними є кредити на проекти, пов’язані із забезпеченням видачі потужності АЕС, збільшення пропускного перерізу в напрямку Криму тощо.
Що ж стосується основних завдань Мінпаливенерго і галузі, то головним з них є надійне забезпечення споживачів енергоносіями й електроенергією. У свою чергу, це вимагає чіткого формування і виконання балансу попиту та пропозиції.
Наступне завдання — оптимізація корпоративного управління НАКами. Потім — аналіз стану, і далі — модернізація та розвиток магістральних мереж електропередач (те ж стосується і систем транспортування нафти, нафтопродуктів і газу), що необхідно для збільшення поставок електроенергії на південь Одеської області, у Молдову, Білорусь плюс у перспективі на Прибалтику.
Необхідно також розробити стратегію і баланс енергоспоживання до 2010, 2015 і 2030 років. Окремий блок — стратегія розвитку вуглевидобувної галузі і пов’язана з цим реконструкція діючих ТЕС, які працюють на вугіллі. Розробляється окрема програма розвитку атомної енергетики. Перед нами стоїть завдання: до 2020 року забезпечити повну енергобезпеку країни.
— Які проекти й ініціативи в ПЕК на цей рік ви вважаєте (чи прогнозуєте) невдалими?
— Дуже повільно просуваємося в оптимізації тарифної політики, напевно, це наші організаційні недоробки. Складно проходить узгодження всіх постанов із змінами до бюджету-2005. Не вдається поки що підпорядкувати НАКи безпосередньо міністерству. Але ми не відмовляємося від своїх пропозицій. Просто багато робочих моментів, хотілося б, щоб вони вирішувалися швидше.
Про нафту, нафтопродукти і ціни на них, а також про операторів нафторинку
— Чимало громадян України занепокоєні ситуацією на вітчизняному ринку нафтопродуктів. І навіть попри відносну цінову стабільність сьогодні, усі з побоюванням очікують майбутніх змін. Що ви могли б сказати про цю ситуацію?
— Ми постійно займаємося моніторингом ситуації, аналізуємо її, постійно ведемо переговори. Це роблять Мінпаливенерго, відповідні служби Кабміну. Ведуться переговори з власниками нафтопереробних заводів, нафтотрейдерами, практично з усіма учасниками нафторинку. Разом із Мінекономіки розробляємо концептуальну систему регулювання цього ринку, яку впроваджуватимуть уже в червні—липні. Це складний процес.
Можу сказати, що в країні досі практично ніхто системно цією проблемою не займався або ж займалися ситуативно — не було комплексного довгострокового підходу. Виникала проблема — у пожежному порядку її якось пробували вирішити. Зараз до комплексної роботи залучено відповідні інститути, зацікавлені підприємства; розробляється система моніторингу, аналізу, складання балансу, система контролю — від входу нафти і нафтопродуктів у країну аж до їхньої поставки безпосередньо споживачам на АЗС.
Крім того, ми зараз працюємо над створенням відповідної інспекції якості. До цього виявляють інтерес великі АЗС, оптові постачальники, котрі, щоб підтримувати імідж своєї компанії, зацікавлені в спільній роботі з нами.
— Ви говорили, що повноцінно створити резервний запас нафти і нафтопродуктів в Україні можна лише до кінця 2006-го. Чому і скільки насправді споживається нафтопродуктів за рік у країні?
— За місяць світлих нафтопродуктів споживається близько 750 тис. тонн. Ми вже займаємося створенням запасів нафтопродуктів, така програма теж проробляється. Аналізуємо перспективи, цінові параметри, оптимальний обсяг, щоб за необхідності, при виникненні піків проводити інтервенцію, аби у такий спосіб регулювати ринок нафтопродуктів. Зараз вивчається можливість забезпечення виробництва додаткових обсягів нафтопродуктів на існуючих нафтопереробних заводах (НПЗ) і будівництва нового НПЗ потужністю близько 10 млн. тонн нафти на рік.
— Ви кажете про те саме, що і Юлія Тимошенко у своєму інтерв’ю «ДТ», — про будівництво нового НПЗ у Бродах?
— Зараз ми визначаємо, де доцільніше його побудувати — у Бродах чи в районі найбільш ефективного використання нафтотранспортної інфраструктури і системи реалізації нафтопродуктів.
— Чи має уряд і Мінпаливенерго на сьогодні реальні важелі впливу на ситуацію на ринку нафтопродуктів? Якщо так, то які?
— На цінову ситуацію, звісно, впливає Мінекономіки.
— Вас не бентежать, наприклад, заяви компанії «ТНК-ВР Україна» про те, що вона згортає свою діяльність в Україні?
— Наскільки мені відомо, «ТНК-ВР Україна» не заявляла про те, що згортає свою діяльність. Ми провели переговори з керівниками ТНК і представниками «Брітіш петролеум». Конфлікту немає. Дуже чітко буде визначено цінову політику і систему взаємодії держави і «ТНК-ВР Україна». До речі, про ЛиНОС. Зараз цей завод на ремонті, там сталася невеличка аварія, і ми спільно працюємо над її ліквідацією. Тож, гадаю, поки що про згортання діяльності цієї компанії в Україні, як, утім, і будь-якої іншої, мова не йде.
— Чи відома вам реакція інших учасників ринку нафтопродуктів, зокрема вітчизняних нафтовидобувних і нафтопереробних компаній? Яка вона? І чи має намір уряд і Мінпаливенерго шукати розумний компроміс із нафтотрейдерами? У чому, на ваш погляд, він може полягати?
— Ви знаєте, мабуть, що при уряді створено спеціальну експертно-аналітичну групу, очолювану міністром економіки. До її складу увійшли представники всіх великих виробників нафтопродуктів. Проводяться засідання цієї групи. Тож, гадаю, оператори ринку нафти та нафтопродуктів не можуть дорікнути нам у неуважності до них. Ми разом обговорюємо всі проблеми.
— Чи можна уникнути різкого дисбалансу на ринку нафтопродуктів у майбутньому? Якщо так, то як?
— Багато в чому це залежить від рівня та динаміки світових цін на нафту. Але після створення резерву світлих нафтопродуктів у країні уникнути різких коливань можна. Потрібно створити тримісячний запас палива, а це досить великий обсяг, який потрібно десь зберігати. Можна домовитися про це і з нафтотрейдерами. Але спочатку необхідно відпрацювати схему. Сьогодні ми аналізуємо всі аспекти цього завдання і шукаємо прийнятне рішення.
Про нафтотранспортну систему України
— Те, що сьогодні не так активно обговорюють тему нафтопроводу Одеса—Броди, у принципі, позитивно. Однак це не означає, на жаль, що вона вичерпана. Тому не можу не спитати про перспективи і сучасний стан використання нафтомагістралі Одеса—Броди. Які вони?
— Нині Одеса—Броди працює в реверсному режимі. Нам удалося домовитися з ТНК-ВР про збільшення обсягів транспортування нафти по цьому нафтопроводу, що дозволить цього року прокачати 7—9 млн. тонн нафти сорту Urals.
— Чи не видаєте ви бажане за дійсне? Нещодавно глава «ТНК-ВР Україна» О.Городецький запевняв, що і 5—6 млн. тонн за рік не набереться для транзиту цим маршрутом…
— За обсягом прокачування ми виходимо на більш ніж 7 млн. тонн нафти за рік, тобто за точку беззбитковості, на рентабельну роботу.
Що стосується подальшого використання нафтопроводу Одеса—Броди, то, як ви знаєте, вивчається можливість добудування і з’єднання маршруту у напрямку Броди—Плоцьк—Гданськ для транспортування каспійської нафти. Польща зацікавлена в цьому, але потрібні договори чи хоча б чіткі протоколи намірів про завантаження цього маршруту каспійською нафтою. Поки що у нас немає документального підтвердження про джерела каспійської нафти. Немає і договорів із потенційними покупцями такої нафти. Без цього ще передчасно говорити про використання нафтопроводу Одеса—Броди для транспортування каспійської нафти.
— Нафтопровід Одеса—Броди розглядався, зокрема Єврокомісією, як ділянка ЄАНТК. Сьогодні це ще актуальний проект? Особливо з урахуванням того, що 25 травня в Азербайджані офіційно стане до ладу нафтопровід Баку—Тбілісі—Джейхан. І чи буде цей проект турботою винятково ВАТ «Укртранснафта» і НАК «Нафтогаз України», чи все ж він вимагає «опікунства» на вищому державному рівні?
— Гадаю, що це стратегічне питання вирішуватимуть на державному рівні.
Про баланс газу, його транзит
і газотранспортну систему
— Баланс газу сьогодні виконується, ми аналізуємо і контролюємо ситуацію. Тож особливих проблем немає.
— Переговори в Німеччині, Туркменистані та Росії про розширення числа учасників міжнародного газотранспортного консорціуму на сьогодні мають логічне продовження? Якщо так, то яке?
— Ми запропонували Росії нову концепцію розвитку газотранспортного консорціуму із залученням інших країн, окрім РФ і України. Поки росіяни не відповіли чітко.
Крім того, після реалізації проекту будівництва ділянки газопроводу Богородчани—Ужгород, у рамках консорціуму ми запропонували зайнятися і розширенням пропускної здатності газопроводу Александров Гай—Новопсков (у Росії). І цю нашу пропозицію не було прийнято з ентузіазмом. Тому ми аналізуємо ситуацію, наскільки доцільно обмежуватися добудуванням ділянки Богородчани—Ужгород у рамках консорціуму. З приводу участі в консорціумі також ведуться переговори з Казахстаном.
— Чи буде збільшено ціну на газ для споживачів?
— При затвердженні фінансового плану НАК «Нафтогаз України» на 2005 рік було розроблено концепцію з підвищення цін на газ для промислових підприємств, комунальної енергетики і для населення. І її вже впроваджують. На сьогодні ціни на газ для промислових споживачів уже підвищено приблизно на 5%.
Про атомну енергетику та її безпеку
— Які перспективи об’єкта «Укриття» після його перепідпорядкування МНС?
— Робота над добудуванням цього об’єкта і підвищенням його безпеки триває, і його передача у відання МНС не означає усунення Мінпаливенерго від цієї теми. 11 і 12 травня в Лондоні проходить асамблея держав-донорів із питань фінансування закриття ЧАЕС. Там мають прийняти конкретні рішення.
— Фінансування закриття ЧАЕС і створення об’єкта «Укриття», добудування двох атомних блоків: скільки Україною вже отримано для цього коштів із обіцяних і на що їх направляють?
— Країни-донори вже заплатили Україні близько 700 млн. дол., а необхідно близько 1,1 млрд. дол. Зараз це питання якраз і розглядають.
— Чи не занадто залежною від АЕС стане енергетика України, не володіючи достатніми гідроакумулюючими потужностями? Яким, на ваш погляд, має бути співвідношення різних енерговиробних потужностей?
— Ми плануємо, що в майбутньому обсяг виробництва електроенергії на АЕС, як мінімум, не зменшиться (близько 100 млрд. кВт.год за рік), теплової — зросте в 1,5—2 рази, а вироблення на ГЕС збільшиться в 1,5 разу. Таким чином, пропонується сформувати структуру виробництва електроенергії, що відповідає наявним власним паливним ресурсам і забезпечує оптимальні цінові показники.
Про стан і перспективи вуглевидобувної галузі
— Іване Васильовичу, 6 травня Мінпаливенерго подало уряду концепцію розвитку вугільної галузі України до 2030 року. Що вона собою представляє і на чому базується?
— Концепція розвитку вугільної промисловості України розроблена відповідно до постанови Верховної Ради України від 16 березня 2005 року за результатами звіту Мінпаливенерго щодо реорганізації цієї галузі. Базові положення цієї концепції покладено в основу розділу «Вугільна промисловість» проекту Енергетичної стратегії України до 2030 року.
Концепція виходить із того, що вугілля на сьогодні є і на віддалену перспективу залишатиметься єдиним енергоносієм, який Україна має в обсягах, потенційно достатніх для практично повного забезпечення потреб національної економіки, що визначає його головну роль в енергетичній безпеці держави.
Аналіз тенденцій розвитку світової енергетики свідчить про те, що в структурі світових запасів органічного палива на вугілля припадає 67%, на нафту — 18 і на природний газ 15%. В Україні ці показники становлять відповідно 95,4, 2 і 2,6%.
— А які запаси вугілля в Україні?
— Прогнозовані запаси вугілля становлять 117,5 млрд. тонн, у тому числі 56,7 млрд. — розвідані запаси, з яких енергетичних марок — 39,3 млрд. тонн. Балансові запаси на діючих шахтах становлять 8,7 млрд. тонн, промислові — 6,5 млрд., у тому числі майже 3,5 млрд. тонн або 54% — енергетичного.
— За всієї затребуваності вугільної продукції в Україні саме її виробництво, як відомо, перебуває в сумному стані.
— Справді, Україна входить у першу десятку провідних країн світу за обсягами видобутку вугілля, однак значно поступається більшості з них за економічними показниками вуглевидобувного виробництва. Продуктивність праці у вітчизняному вуглевидобутку в кілька разів нижча порівняно з Росією, Німеччиною, Польщею й у десятки разів нижча, ніж у США, Канаді, Австралії, ПАР. Переважна більшість вугільних шахт (розрізів) і галузь у цілому збиткові і перебувають у складному фінансово-економічному становищі. Загальна кредиторська заборгованість по вугільній промисловості вже кілька років тримається на позначці 9—10 млрд. грн., що в 2,5 разу перевищує дебіторську й у 1,5 разу — вартість річного обсягу виробництва вугільної продукції. Дуже повільно зменшується, а де-не-де навіть зростає заборгованість по зарплаті, загальна сума якої на 1 квітня ц.р. становила майже 320 млн. грн. При цьому рівень оплати праці у вугільній промисловості найнижчий серед галузей ПЕК, унаслідок чого зростає дефіцит шахтарських кадрів.
— Що собою представляє виробничий потенціал галузі і яка ефективність його використання?
— За станом на 1 січня 2005 року у вугільній промисловості функціонують 167 шахт і 3 розрізи. Через недостатні обсяги капітальних вкладень шахтний фонд України є найстарішим серед країн СНД, а його прискорене старіння призвело до формування негативного балансу виробничих потужностей. Зниження їхніх обсягів набуло постійної тенденції, котра вже є катастрофічною.
За період 1991—2004 рр. виробнича потужність вуглевидобувних підприємств зменшилася з 192,8 до 91,5 млн. тонн, або майже в 2,2 разу. При цьому в останні роки потужності використовують лише на 79%. Майже 96% шахт більш як 20 років працюють без реконструкції. Через повільну реструктуризацію галузі в експлуатації перебуває велика кількість малих і середніх збиткових безперспективних шахт.
Крім того, загрозливих масштабів набуває знос активної частини промислово-виробничих фондів галузі. Із 7 тис. одиниць основного стаціонарного обладнання дві третини повністю відпрацювали свій нормативний строк експлуатації і потребують негайної заміни. У загальному парку діючого вуглевидобувного і прохідницького обладнання питома вага вуглевидобувних механізованих комплексів і прохідницьких комбайнів нового технічного рівня становить тільки третину, а нових навантажувальних машин і стрічкових конвеєрів — близько 15%. Ви тільки уявіть: на шахтах, які розробляють круті пласти, майже 60% видобутку вугілля досі здійснюється відбійними молотками!..
— Те, що вугільна галузь давно вимагає реформи, як-то кажуть, і до ворожки не ходи. То що ж конкретно передбачає розроблена Мінпаливенерго концепція розвитку галузі?
— Концепція передбачає три етапи, розраховані на ближню (2006—2010 рр.), середньострокову (2011—2015 рр.) і дальню (2016—2030 рр.) перспективу.
На першому етапі (2006—2010 р.) ключовим аспектом стане комплексне вирішення проблеми розвитку шахтного фонду, яке передбачає передусім його відтворення на сучасній техніко-технологічній основі і подальше роздержавлення. Вже до 2010 року прогнозується збільшення обсягу видобутку вугілля до 90,9 млн. тонн на рік, а виробничі потужності — до 105,8 млн. тонн.
Для цього мають бути введені в експлуатацію 17 млн. тонн нових виробничих потужностей за рахунок завершення будівництва других черг на трьох шахтах, а також реконструкції діючих видобувних підприємств із приростом потужності і підвищенням коефіцієнта використання виробничих потужностей у цілому по галузі до 86%. При цьому, починаючи з 2006 року, необхідно відновити будівництво трьох нових шахт, закладених до 2001 року. Це дасть змогу за рахунок власного видобутку повністю задовольнити потребу національної економіки в енергетичному вугіллі, а в коксівному — на 87%. При цьому щороку доведеться імпортувати 4,6 млн. тонн коксівного вугілля. Обсяги експорту енергетичного вугілля поступово зменшаться до 5 млн. тонн.
На другому етапі (2011—2015 рр.) можливі два сценарії розвитку галузі. Відповідно до першого (базового) передбачається 2015 року забезпечити обсяг вуглевидобутку на рівні 96,5 млн. тонн, а згідно з другим (так би мовити, амбітним) — 110,3 млн. тонн за наявності виробничих потужностей відповідно 112,2 і 122,5 млн. тонн на рік.
До 2015 року базовий варіант дозволить за рахунок власного видобутку задовольнити потребу національної економіки в енергетичному вугіллі повністю, у коксівному вугіллі — на 89%. Щороку необхідно буде імпортувати 4,2 млн. тонн коксівного вугілля. Обсяги експорту енергетичного вугілля зменшаться до 0,7 млн. тонн на рік. Для цього мають стати до ладу 8,8 млн. тонн потужностей за рахунок завершення будівництва трьох нових шахт, а також продовження реконструкції діючих підприємств із приростом потужностей і підвищенням коефіцієнта їхнього використання до 86%. Для підтримання позитивної динаміки необхідно буде, починаючи з 2011 року, закласти ще чотири нові шахти.
Другий варіант розглядається як амбітний, що за певних умов, і насамперед пов’язаних з інвестиційним забезпеченням розвитку шахтного фонду, дає можливість довести вуглевидобуток через 10 років до 110,3 млн. тонн на рік. Це дозволить повністю задовольнити попит споживачів і збільшити експорт енергетичного вугілля до 6,6 млн. тонн за рік. Такі плани потребують вищих темпів розвитку і підвищення техніко-технологічного рівня вуглевидобувних підприємств із введенням в експлуатацію 20,2 млн. тонн нових виробничих потужностей. Це може бути забезпечено за рахунок закладання чотирьох нових шахт 2007 року із введенням в експлуатацію до 2015-го і підвищенням коефіцієнта використання виробничих потужностей до 90%. Для забезпечення подальшого підвищення обсягів видобутку вугілля після 2015 року необхідно буде вже з 2014-го почати закладання ще трьох нових шахт.
Третій етап (2015—2030 рр.) — довгострокова перспектива. З урахуванням наміченої у попередньому десятиріччі позитивної динаміки як в економіці держави загалом, так і у вугільній промисловості зокрема, відповідно до базового варіанта обсяг видобутку вугілля зросте до 112 млн. тонн на рік. Враховуючи зростання рівня споживання вугілля теплоелектроенергетикою 2030 року порівняно з 2015-м на 70%, потреба національної економіки у вугільній продукції буде забезпечена на 90,5%. Імпорт вугілля збільшиться до 10,5 млн. тонн на рік, у тому числі 5 млн. тонн енергетичного. Експорт вугілля не передбачається. Для ліквідації диспропорції споживання та видобутку вугілля необхідне збільшення приросту нових потужностей за рахунок будівництва шахт.
Відповідно до амбітного сценарію розвитку вугільної галузі, обсяг видобутку вугілля 2030 року зросте до 130 млн. тонн на рік, що повністю забезпечить потреби економіки в енергетичному і коксівному вугіллі. Експорт не передбачається.
Виробничі потужності на кінець аналізованого періоду зростуть до 124,4 млн. тонн на рік за базовим варіантом і до 144,4 млн. тонн на рік відповідно до амбітного варіанта за коефіцієнта їхнього використання 90%.
При цьому концепція виходить із того, що розвиток вугільної промисловості здійснюється на основі інвестиційно-інноваційної моделі. Значне підвищення вуглевидобутку передбачається здійснювати за рахунок створення і впровадження високопродуктивної техніки нового технічного рівня переважно вітчизняного виробництва, розробки і впровадження ефективних матеріало- і енергозберігаючих технологій видобутку вугілля з малопотужних пластів (до 1,2 м), у тому числі без постійної присутності людей у вибоях, а також сучасних систем автоматизації виробничих процесів і управління ними на основі інформаційних технологій.
— Концепція вражає. Однак планів громаддя найчастіше наштовхується на фінансові проблеми, у результаті чого вони так і залишаються планами…
— Це окрема тема. Якщо коротко, то розробляючи концепцію, ми насамперед шукали джерела її фінансового забезпечення і чітко все прорахували. Тож, сподіваюся, це не буде найбільшою проблемою і загрозою для реалізації концепції.
— Що ви скажете про комерціалізацію та перспективи зміни відносин власності у вуглевидобувній галузі?
— Як я вже казав, у вугільній промисловості працюють 167 видобувних підприємств різних форм власності. Держвласність становить 93%. Відповідно до концепції, передбачається врахувати досвід високоефективної роботи недержавних вугільних шахт, у тому числі й у складних гірничо-геологічних умовах, і на його основі розширити практику роздержавлення підприємств галузі шляхом їхньої приватизації незалежно від рівня рентабельності. При цьому вважається за доцільне вартість майна (держпакет акцій) збиткових шахт і розрізів знижувати без обмежень аж до безоплатної її передачі у власність під зобов’язання покупця з розвитку та фінансового оздоровлення підприємства; заздалегідь регламентувати в договорі продажу-купівлі майна (контрольного пакета акцій) підприємства умови його держфінансової підтримки на весь післяприватизаційний період, а також умови та джерела фінансування закриття шахт після вироблення запасів вугілля в межах гірничого відводу.
— Планована реформа галузі однозначно потребуватиме і реформування структури управління галуззю.
— Безумовно. На наш погляд, у вугільній промисловості для сучасних економічних і соціально-політичних умов найбільш прийнятною є чотириланкова система управління вугільною промисловістю, а саме: Мінпаливенерго — НАК «Вугілля України» — держпідприємства — шахти (шахтоуправління).
Концепція передбачає на першому етапі (до 1 липня 2005 року) мінімізувати кількість рівнів управління госпсуб’єктів, які входять у НАК; чітко визначити їхній перелік, організаційно-правовий статус і функції, а також механізм управління держпідприємствами і державними корпоративними правами корпоратизованих суб’єктів.
На другому етапі (III квартал 2005 р. — III квартал 2006 р.) доцільно провести корпоратизацію державних вуглевидобувних та інших підприємств і таким чином підготувати їх до приватизації. Після завершення другого етапу НАК «Вугілля України» як ВАТ управлятиме державними корпоративними правами підприємств для забезпечення потреб національної економіки у вугільній продукції.
— А як бути із ціноутворенням?
— Сьогодні на вітчизняному ринку коксівного вугілля склалася ситуація, коли обмежене коло платоспроможних покупців, які контролюють виробництво коксу, визначає рівень цін та інші умови продажу вугільної продукції.
Ринок же енергетичного вугілля останнім часом характеризувався насамперед невчасною і неповною грошовою оплатою споживачами отриманої продукції. 2004 року ціни на вугілля зросли порівняно з 2003 роком у середньому на 16,9%. Водночас оптова ціна коксівного вугілля продовжує перевищувати вартість енергетичного майже удвічі. Це призвело до подальшого погіршення фінансового стану вуглевидобувних підприємств.
Однією з основних причин зростання собівартості товарної вугільної продукції є значний диспаритет у динаміці цін на вугілля і матеріально-технічні ресурси, використовувані для його видобутку. Сьогодні майже 90% гірничошахтного обладнання поставляється приватними структурами, підконтрольними фактично одному власнику. В умовах монополізації ринку виробники цього обладнання, встановлюючи на нього монопольно високі ціни, отримують надприбутки, у той час як на шахтах і розрізах це призводить до створення надзбитків. Наприклад, якщо 2002-го витрати на оснащення однієї лави становили 5 млн. грн., то вже цього року — 25 млн., тобто ціни зросли в п’ять разів. За останні п’ять років ціни на основні види гірничошахтного обладнання, металопрокат й інші матеріали зросли в середньому удвічі. За цей же період оптова ціна на енергетичне вугілля підвищилася лише на 49, а коксівне — 53%.
Альтернативою діючому механізму ціноутворення на вугільну продукцію може стати урахування ринкової складової, яка може визначатися рівнем світових цін на відповідні марки вугілля, а також цін на альтернативні види палива.
Для забезпечення збалансованості попиту та пропозицій на вугільну продукцію, формування її збалансованої ціни ринковими методами концепція передбачає прискорений розвиток публічного сектора вугільного ринку. Тобто продаж на аукціонах із наступним переходом до довгострокових договорів між виробниками і споживачами. При цьому тимчасово також здійснюватиметься централізована державна регламентація ціноутворення на вугілля, що видобувається з використанням держдотацій, на основі індикативних (розрахункових) цін, які повинні визначатися виходячи з моніторингу вільних цін внутрішнього і світового вугільних ринків.
Першу модель ціноутворення необхідно впровадити для коксівного вугілля уже в другому кварталі 2005 року, друга модель має бути задіяна стосовно енергетичного вугілля до створення об’єктивних передумов для його продажу на засадах аукціону з майбутнього року.