Противозатратная электроэнергетика

 

Автор

Кудрявый Виктор, Заместитель министра энергетики России в 2000—2003 гг., д. т. н.

 

    Руководители страны в лице Президента Дмитрия Медведева, Пред­седателя Правительства Владимира Путина, его заместителя Игоря Сечина неоднократно уделяли внимание таким ключевым проблемам электроэнергетики, как ее инновационное развитие и сдерживание роста тарифов. Между тем возникает вопрос: возможно ли при технологическом отставании отечественных изготовителей оборудования совместить ускоренную модернизацию на базе современных, а значит, дорогих западных технологий с ограничением роста тарифов хотя бы до уровня инфляции?
    Вышеупомянутые задачи нельзя решить, если довольствоваться декларативными заявлениями о намерениях без реализации системных противозатратных программ — в этом случае мы продолжим «созидать» беспрецедентные аварии, стагнировать в топливоиспользовании, терпеть энергопотери в сетях на уровне 50-х гг. прошлого века и, таким образом, существенно замедлим общеэкономическое развитие. Но при выполнении комплекса системных — отраслевых и общегосударственных — мер можно осуществить модернизацию электроэнергетики без чрезмерного обременения экономики. Об этом свидетельствует более чем полувековой опыт СССР, а также Франции, Германии, Японии. Сегодня нечто подобное демонстрирует Китай.
    Составляющие «секрета» универсальны и просты.
    Во-первых, в СССР вложения в электроэнергетику производились за счет бюджетных средств и реновационной составляющей амортизации, что обеспечивало опережающее развитие отрасли по сравнению с экономикой страны. Такая стратегия гарантировала не только отсут­ствие ограничений мощности, но и обновление основных фондов на базе современных технологий для повышения надежности и сокращения удельного расхода топлива.
    Во-вторых, существовал оптовый долгосрочный заказ смежным отраслям на разработку и выпуск обору­дования узкого типоразмерного ряда, который позволял организовывать эффективный поток: изготовление — проектирование — строительство энергообъектов. Научно-технический прогресс в элект­ро­энергетике финансировался обще­отрас­левым фондом НИОКР по программам, скоординированным с энергомашиностроением и электротехнической промышленностью.
    В-третьих, все проектные и строительно-монтажные главки в отрасли имели пятилетние планы развития. Это давало им возможность наращивать производственный потенциал подведомственных предприятий, оснащать объекты современным оборудованием и технологиями, на равных участвовать в международных тендерах. В результате в энергомашиностроительном и энергостроительном комплексах поддерживалась необходимая мощность созидательного крыла, способного проектировать и строить электростанции, сети и энергооборудование, которые обладали рабочими параметрами, зачастую опережающими аналоги в мировой энергетике.
    В-четвертых, успешная производственная и экономическая деятельность субъектов отрасли была обусловлена борьбой со сверхнормативными затратами и потерями, а также постоянным соперничеством с показателями лучших энергопредприятий. Известная формула «затраты плюс», искаженная либеральными экономистами, на самом деле изначально представляла собой жесткую модель эталонного сравнения «нормативные затраты плюс нормативная прибыль». Уместно будет заметить: за рубежом конкуренция на рынках электроэнергии подразумевает не ценовой «беспредел», а прежде всего конкуренцию эффективности реальных технологических характеристик, что стимулирует оптимальную загрузку действующего оборудования и совершенствование параметров новых проектов электростанций.
    В-пятых, выполнение планов капитального строительства в Советском Союзе контролировалось на отраслевом и банковском («Пром­стройбанк») уровнях, а также центральными и региональными партийными организациями и органами исполнительной власти.
    Такая система объективно создавала условия для того, чтобы в строительном блоке отрасли кадровой отбор руководителей проводился на основе их профессиональных знаний, организаторского таланта, созидательных способностей и положительного опыта предыдущей работы. Формальный и неформальный лидер в электроэнергетике, как правило, соединялись в одном лице, что служило важнейшим фактором успеха.
    Принципы и оценки для достижения цели
    Для выполнения стоящих перед отраслью задач необходимо:
  • воссоздать электроэнергетику как ответственный дееспособный комплекс крупных вертикально интегрированных энергокомпаний европейского уровня, способных осуществлять надежное и эффективное энергоснабжение потребителей;
  • обеспечить государственную поддержку инвестициям в расширенное воспроизводство основных фондов путем формирования оптовых многолетних заказов поставщикам оборудования, исполнителям работ и услуг;
  • установить, кроме прибыли, следующие годовые и пятилетние показатели оценки работы топ-менеджеров энергокомпаний:
    • а) по критерию надежности: аварийный недоотпуск энергии, коэффициент надежности, коэффициент готовности;
    • б) по критерию эффективности: удельное топливоиспользование в генерирующих и потери энергии в сетевых компаниях;
    • в) по критерию развития: нормативный резерв мощности в зоне обслуживания в периоды максимума нагрузок, удельная стоимость вводимых энергомощностей.
    Интегральной оценкой успешного управления отраслью должно быть снижение доли стоимости элект­рической и тепловой энергии в ВВП страны (федерального округа) в сравнимых условиях.
    Маяками для российской электроэнергетики могут стать показатели ведущих энергокомплексов мира (США, КНР, Японии, Германии, Франции, скандинавских стран).
    Электрическая и тепловая энергия — это особый товар, реализуемый в соответствии с едиными показателями качества (стандартами частоты, напряжения) и мгновенно используемый потребителем. Для населения и промышленности государств, расположенных в высоких широтах, энергоснабжение является постоянно востребованной и незаменимой услугой, поддерживающей жизнеобеспечение. Прекращение энергоснабжения (например, в современных мегаполисах) по сути своей не что иное, как прямое посягательство на здоровье и жизнь граждан. Задержка в поставке энергии в зимний период по последствиям может превосходить крупные техногенные катастрофы.
    Поэтому в российских условиях основной показатель оценки работы энергетического комплекса — надежность энергоснабжения, что в конечном счете определяется дееспособностью и ответственностью топ-менеджмента энергокомпаний.
    Ответственность за энергоснабжение страны, экономического района, региона, города следует персонифицировать. При этом она не должна возлагаться на десятки компаний, ее нельзя «размывать» ни по видам бизнеса (отдельно в генерации, передаче, распределении, сбыте), ни по разным собственникам. Это касается процессов поддержания как текущей надежности, так и перспективной. Иначе ни надежности, ни эксергетического эффекта обеспечить невозможно. Крупный потребитель будет вынужден сам создавать собственную энергетику с кратно большими затратными экономическими последствиями для государства.
    Противозатратные меры
    Приоритет надежности, дополненный принципом общеэкономической эффективности, является базой предлагаемых мер по модернизации электроэнергетики.
    Укрупнение энергокомпаний
    Прежде всего, целесообразно за счет проведения взаимовыгодных корпоративных процедур по слиянию, поглощению и обмену активами (а также организации договорных отношений между энергокомпаниями) образовать вертикально интегрированные корпорации (ВИК-энерго) в зоне действия объединенных диспетчерских управлений (ОДУ «Центр­энерго», ОДУ «Севзапэнерго» и др.). Всего таких ВИК-энерго на территории России должно быть семь — в соответствии с количеством федеральных округов.
    Данное решение не потребует коренной ломки отрасли и может быть реализовано менее чем за полгода с помощью регламента корпоративных процедур, поскольку объединенные диспетчерские управления уже существуют.
    В зоне ОДУ с незначительной корректировкой границ в настоящее время функционируют межрегиональные структуры ОАО «ФСК ЕЭС», а также дочерние и зависимые общества ОАО «Холдинг МРСК». Сбытовой бизнес создается в этих зонах путем слияния активов региональных гарантирующих поставщиков.
    Таким образом, практически без управленческой чехарды формируются диспетчерская, транспортная, распределительная и сбытовая составляющие новых вертикально интегрированных корпораций.
    Сложнее решается вопрос с генерацией, так как в зоне действия каждой ОДУ работают шесть объединенных и 20 территориальных генерирующих компаний. Но очевидно, что политика слияния и поглощения активов, проводимая уже сегодня ООО «Газпром энергохолдинг», ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», ЗАО «КЭС», ОАО «СУЭК», ОАО «ЛУКОЙЛ», позволяет оптимизировать договорные отношения между всеми собственниками, в том числе в части определения реальной ответственности генерирующего бизнеса на территории каждого федерального округа. Подобная система развита за рубежом. Например, в Германии две крупнейшие вертикально интегрированные энергокорпорации — E.ON и RWE — имеют десятки договоров с независимыми генераторами.
    Мощность вновь образованных ВИК-энерго будет примерно в 5—10 раз больше, чем у ныне сущест­вующих ОГК и ТГК, и лишь на 20—30% уступит каждой из пятерки крупнейших европейских компаний.
    Эффект от создания объединенных вертикально интегрированных энергокорпораций заключается не только в конкретизации территориальной ответственности и повышении инвестиционной привлекательности, кратной совокупным активам. Это серьезное противозатратное решение, которое экспертно оценивается суммой порядка 50—70 млрд руб. в год, исходя из формулы: объединение двух простых производств обеспечивает экономию около 10% затрат, а сложных производств — до 25% затрат. Вышеназванный диапазон эффективности возможен при средней величине экономии затрат 15%.
    Новая модель рынка
    Вторым по эффективности противозатратным решением способен стать отказ от ныне принятой модели маржинального спотового рынка продаж электроэнергии по равновесной цене.
    Деятельность регулируемого усред­ненного рынка только в 2010 г. привела к дополнительному обременению экономики на 160 млрд руб. В случае продолжения использования данной модели, по расчетам академических институтов, прибыль продавца может достичь 450—600 млрд руб. в год. При этом указанное обременение российской экономики практически не связано с финансированием инвестиционной деятельности.
    Замена модели рынка диктуется тем обстоятельством, что существующая у нас схема предполагает не поощрение наиболее эффективных управленцев, а заинтересованность в эксплуатации самых неэффективных электростанций в составе каждой ОГК и ТГК для включения их в баланс. Поэтому экономически целесообразнее в текущих условиях перейти к усредненной модели «единственный покупатель». Для обеспечения максимального эффекта от ввода данной модели необходим возврат к регулируемым тарифам. Кроме того, схема должна быть дополнена блоком оптимизации, который был ранее разработан и использован в ЦДУ ЕЭС, а сегодня активно внедряется на рынках развитых стран.
    Инвестиционная политика
    Третьим по важности решением в целях модернизации отрасли является создание предельно четкого и прозрачного для потребителей, энергокомпаний и инвесторов механизма финансирования инвестиционной деятельности.
    В соответствии с мировой практикой предлагается разделить целевые задачи капитального строительства, а именно:
    1. Финансирование простого воспроизводства (восстановление выработавшего ресурс потенциала) осуществлять за счет тарифов.
    2. Расширенное воспроизводство оплачивать:
  • за счет бюджетов обоих уровней (если новая инфраструктура решает общегосударственные задачи);
  • за счет государственно-частного партнерства для обеспечения строительства эффективных энергоиспользующих производств и социально значимых объектов;
  • по схеме проектного финансирования высокоэффективных энергетических проектов частного бизнеса;
  • для объектов, строящихся по ДПМ, целесообразно использовать механизм финансирования резервных энергомощностей.
    3. Учитывая существенную фондоемкость, длительные сроки возведения гидроэлектростанций, АЭС, объектов угольной генерации и сетевой инфраструктуры высоких параметров, необходимо разработать механизм государственных гарантий банкам для перехода к общепринятой мировой практике долгосроч­ного кредитования проектов в области электроэнергетики на период 25—30 лет по минимальной ставке.
    Окупаемость
    Представляется целесообразным провести дополнительную проработку механизма окупаемости затрат в электроэнергетике с учетом реальной экономической эффективности инвестиционных проектов. Это связано с тем, что существующие механизмы расчета окупаемости затрат в отрасли не учитывают:
  • общегосударственную выгоду энергетического строительства, получаемую за счет налоговой эффективности новых производств, для обеспечения которых возводятся энергообъекты. Усредненные данные по различным странам свидетельствуют, что срок окупаемости государственных инвестиций в инфраструктуру составляет 3—4 года — это в 3 раза меньше отраслевых показателей. Отсутствие выше­указанного механизма позволяет россий­ским финансистам игнорировать мировой опыт бюджетных вложений в развитие инфраструктуры;
  • общегосударственный эффект в результате экономии ликвидного топлива (прежде всего газа в европейской части страны) за счет ввода в эксплуатацию со­временных ГТУ и когенерационных установок. Внедряя высокопродуктивную технологию, инвестор фактически занимается «газообеспечением» с кратно меньшими затратами, чем от новых месторождений. При этом нет необходимости вложения средств в тысячекилометровую газотранспортную инфраструктуру от региона добычи до места потребления. Увеличение экспорт­ного газового потенциала при снижении затрат на прокладку магистральных газопроводов является основанием для пересмотра государством условий частного партнерства в таких проектах;
  • эффективность принятия решения о «налоговых каникулах» при строительстве крупных энергообъектов, прежде всего ГЭС, с целью использования осво­бодившихся средств для дополнительного финансирования проектов. Принятие решения о «налоговых каникулах» до пуска первых агрегатов позволяет на 3—5 лет сократить сроки строи­тельства ГЭС и, соответственно, ускорить появление на рынке новых промышленных потребителей, способных производить на дешевой электроэнергии конкурентоспособную продукцию для российского и мирового рынков. Платить 10 лет налоги за рытье котлована ради формального соблюдения требований налогового кодекса — непозволительное расточительство. За рубежом решения о «налоговых каникулах» обычно принимаются при реализации фондоемких эффективных проектов.
    Противозатратная отчетность
    Предлагаемые новации в инвестиционных механизмах позволяют:
  • ускорить строительство наиболее мощных электростанций;
  • перенести часть тарифной нагрузки государственно значимых (а также высокоэффективных) объектов на бюджеты обоих уровней;
  • создать условия для привлечения долгосрочных дешевых кредитов в наиболее эффективный сегмент отрасли — когенерацию на базе котельных коммунального комплекса;
  • обеспечить заинтересованность инвесторов в развитии широко применяемого за рубежом проектного финансирования.
    Эффективный подряд
    Крупные резервы в снижении затрат, увеличивающих тарифы, имеет инвестиционная деятельность в сферах подрядных работ и закупок материальных ресурсов. Российские «откаты», которые, по общему мнению, имеют место в абсолютном большин­стве сделок по закупке оборудования, материалов и услуг, уже привели к тому, что удельная стоимость нового строительства превысила европейский и американский уровни. Наши электростанции, электроподстанции и ЛЭП 20 лет назад стоили в полтора раза дешевле аналогичных зарубежных объектов. «Откаты» дважды «раздевают» электроэнергетику: сначала увеличивая стоимость подряда, а потом повышая тариф для окупаемости затрат при возврате кредитов.
    Не думаю, что данная проблема неразрешима. Надо внимательно изучать собственный и мировой опыт. Первый шаг по взиманию штрафов за взятки уже сделан. Целесообразен второй шаг — фиксация средств, предназначенных для выплаты заработной платы подрядчикам, и проф­союзный контроль этих расходов.
    Но, кроме того, значительный ущерб экономике страны и электроэнергетике наносит принятая система так называемого конкурентного выбора поставщика (подрядчика). Явный приоритет меньшей стоимо­сти услуг в ущерб надежности, дробление годовых инвестиционных программ на сотни, а для крупных компаний (ОАО «МОЭСК») на тысячи тендеров при краткосрочных гарантиях — разрушительны для энергомашиностроительного комплекса и инжинирингового бизнеса.
    Поставщик в этих условиях вынужден использовать более дешевые решения на заводе, подрядчик — привлекать менее квалифицированный персонал на стройках. В результате страдает качество, а гарантированное и длительное соблюдение технических характеристик оборудования и объектов обеспечить невозможно. Если мы хотим, чтобы российское оборудование было надежным и эффективным, строительно-монтажный и энергоремонтый комплексы — дееспособными, то необходим немедленный ввод оптовых долгосрочных заказов на период реализации программы модернизации.
    Боязнь пресловутого «монополизма» привела к тому, что, отказавшись от формирования крупных российских корпораций по типу Alstom, General Electric, где эффект консолидации дает решающее преимущество в ценах и качестве, мы объективно становимся сторонниками мелких, малоперспективных компаний. Академик Д.С. Львов еще пять лет назад очень верно заметил, что «вместо создания условий для конкуренции с транснациональными компаниями мы дез­интегрировали экономику и занимаемся по сути бесперспективной внутрикорпоративной конкуренцией третьего порядка». Таким способом не только не удастся снизить стоимость работ и услуг, но и реализовать энергетическую стратегию и программу инновационного развития.
    Для выполнения амбициозных планов нужны мощные созидательные комплексы в машиностроении, проектировании, строительстве, способные осуществить технологический прорыв. Эти комплексы без гарантированных оптовых долгосрочных заказов, так же как и без отраслевого фонда НИОКР, организовать невозможно.
    Импортное оборудование
    Особого отношения требует выбор на тендере поставщика (подрядчика). Имеют место случаи, когда даже при 3—5% снижении стоимости услуг относительно условий российского поставщика выбирается зарубежная фирма. Это недопустимо, так как ущерб от потери налогов и рабочих мест (с учетом таможенной пошлины) составляет от 30 до 35%.
    Следует обращать внимание на высокую стоимость запасных частей, которые российский заказчик должен будет покупать для импортного оборудования. Сравнение ценовых параметров узлов и запасных частей в готовом изделии, когда эти величины определяются конкурентными предложениями других фирм, со стоимо­стью запасных частей при их регламентной замене показывает удорожание минимум на 25—30%. По­этому обязательным условием участия зарубежной компании в тендере является организация производства запасных частей в России. Очевидно, что такое решение может получить поддержку только при оптовом заказе для нескольких аналогичных проектов.
    В качестве примера здесь стоит привести Китай, где было сооружено 15 современных энергомашиностроительных заводов с участием крупнейших мировых фирм.
    Топливная эффективность
    Цена топлива в себестоимости электроэнергии занимает от 50 до 70%. Это крупнейшая составляющая тарифа генерирующих компаний. Однако удельный расход топлива на отпущенный кВт.ч в настоящее время не является приоритетом при определении величины нагрузки оборудования. Забыта азбука эффективного топливоиспользования: приоритет пуска энергоагрегатов — наи­меньший удельный расход топлива, приоритет очередности загрузки — наименьший относительный прирост расхода топлива.
    Пренебрежение учетом удельных расходов за последние пять лет нарастало по мере либерализации рынка электроэнергии. Потери России по этой причине — около 3 млн т у.т., то есть почти 9 млрд руб. в год. В результате в отечественной энергетике сегодня фактически сошло на нет привилегированное положение ТЭЦ, которое всегда определялось высокой эффективностью совмещенного производства электрической и тепловой энергии.
    За рубежом ТЭЦ-генерация вообще считается «зеленой», и ее продукция подлежит первоочередной покупке. Действительно, выработка электроэнергии на тепловом потреблении осуществляется при удельном расходе 170 г у.т./кВт.ч, что в два раза ниже среднеотраслевого показателя. Но если энергоблоки ТЭЦ производят дополнительную мощность при частичном пропуске пара через оборудование низкого давления, то такая выработка требует затрат топлива уже на уровне 450—500 г у.т./кВт.ч. Это резко повышает общий расход топлива и делает ТЭЦ неконкурентоспособными.
    Для того чтобы использовать огромный потенциал ТЭЦ (мощность которых превосходит совокупные показатели ГЭС и АЭС), необходимо реализовать режим когенерации. Дополнительную же выработку электроэнергии целесообразнее производить на конденсационных ГРЭС в европейской части страны и на ГЭС в Сибири. Суммарный экономический результат по отрасли достигнет десятков млрд руб. в год.
    Однако наибольший эффект уже в краткосрочной перспективе может дать форсированное строительство когенерационных электростанций на базе котельных ЖКХ. Если за ближайшие 5—7 лет будут сооружены мини-ТЭЦ на четверти муниципальных котельных, то экономия составит около 60 млрд руб./год.
    Режимные резервы
    Внедрение оптимальных режимов работы ТЭЦ в электроэнергетике, как и наращивание потенциала когенерации в коммунальном секторе, неосуществимы посредством только административного решения. Это связано с тем, что и ТЭЦ, и мини-ТЭЦ наиболее эффективны в базовых режимах, не соответствующих колебаниям электропотребления в течение суток. Нужно серьезное изменение структуры генерации в части увеличения маневренных мощностей, особенно в европейской части страны. Однако здесь начато возведение нескольких АЭС, которые тоже эксплуатируются в базовом режиме. Строительство гидроаккумулирующих электростанций слишком дорого. В данном контексте рассмотрим зарубежный опыт:
    1) гидроаккумулирующие станции строятся в крайне незначительном количестве;
    2) широкое распространение в Европе (почти на каждой ТЭЦ) получили аккумуляторы тепла, при этом емкости со шпангоутными усилениями сооружаются уже высотой 60 м; у нас пока аккумуляторов тепла нет, но первый проект для одной из АЭС находится в стадии разработки;
    3) в США повсеместно внедряются газотурбинные установки на электроподстанциях энергокомпаний и потребителей. Единичная мощность таких агрегатов около 25 МВт, а общая уже сегодня достигает 120  ГВт (!) — это более половины мощности объектов российской электроэнергетики. В ближайшей перспективе данный показатель пиковых электростанций планируется довести до 180 ГВт. В последние годы американские энергетики искали возможность продления рабочего ресурса пиковых электростанций путем снижения влияния переходных режимов. Как известно, каждый пуск ГТУ эквивалентен 25—30 часам работы. Одним из вариантов решения проблемы является массовое применение двухтопливных газопоршневых агрегатов (подобных тем, что выпускает, к примеру, фин­ская компания Wartsila, мощностью 16 МВт).
    Реализация двух последних пунктов позволяет наиболее экономным способом нарастить резервные мощности и одновременно обеспечить оптимизацию режимов работы ТЭЦ и ТЭС.
    Нормирование затрат
    Кроме технологических способов повышения эффективности и снижения тарифов на электроэнергию в мировой практике широко применяются общие модели контроля затрат во всех видах энергобизнеса. Сегодня в генерации, транспортировке, распределении, техническом обслуживании оборудования, энергостроительстве используются методы нормативного, или эталонного, сравнения.
    Специалисты по нормативному сравнению организационно оформ­лены в Международную ассоциацию инженеров-ценовиков. Задача Ассоциации на основе нормативных характеристик передовых технологических процессов, современных механизмов, оснастки и измерительной техники составлять реальные сметы по всем ключевым видам работ. Заказчику предоставляются расчеты не только на строительство объекта, но и на его эксплуатацию, и поддержание активов в работоспособном состоянии. Этой методике в настоящее время уделяется большое внимание в Европе, Японии, США.
    Эталонный метод нормирования затрат предполагает сравнение показателей деятельности предприятия-заказчика и лучшей компании в данном виде бизнеса, а также определение мер и сроков достижения эталонных параметров. Развитием этого метода стала система RАВ, которая предусматривает целевые инвестиции для выхода на заданные эксплуатационные показатели. В результате использования методики отмечается сокращение затрат на 10—12%.
    Координация развития
    Анализ работы генерирующих, магистральных сетевых, распределительных компаний показывает, что их планы по вводу мощностей, срокам, финансированию, ресурсам и совместным режимам не стыкуются в значительной доле даже принципиальных позиций. Особое опасение вызывает отсутствие координации с топливоснабжающими и транспортирующими компаниями. Перманентная актуализация инвестиционных программ также не обеспечивает согласованных действий для повышения отраслевой и региональной эффективности. В результате не достигается проектный уровень загрузки оборудования, что ведет к росту затрат, перекладываемых в конечном счете на тариф.
    Очевидно, назрела необходимость создания в электроэнергетике полноценного координирующего органа — своего рода «Энергоплана».
    Эффективный заказчик
    Еще один «недуг» в сфере капитального энергостроительства — появление компаний-заказчиков, отделенных от эксплуатирующих холдингов (принцип девелопмента). По этой причине резко ухудшается качество и увеличивается стоимость работ. Возникают риски снижения надежности, безопасности и эксплуатационных показателей. При сооружении технологически сложных объектов, относимых к системе жизнеобеспечения, такие решения должны быть исключены.
    Эксплуатирующая компания обязана сама управлять строительством, реконструкцией и модернизацией своих объектов. Иначе впо­следствии невозможно поддер­живать надле­жащий уровень их работы и безопасности. Именно такая практика означает и более экономное расходование средств, поскольку реализацию всей программы развития компании будет обеспечивать единый корпоративный инвестиционный фонд.
    Биография
    Виктор Васильевич Кудрявый (род. 4 октября 1937 г.) — российский государственный деятель, заместитель министра энергетики РФ (1996—2003), бывший председатель совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России».
    В 1961 г. окончил Ивановский энергетический институт. Работал на предприятиях «Красноярскэнерго» (машинист турбин на Красноярской ТЭЦ-1, начальник смены турбинного цеха), «Мосэнерго» (старший инженер ГРЭС-4 в  Кашире, главный инженер головной компании в Москве), в Минэнерго СССР, в корпорации «Росэнерго».
    Затем трудился в РАО ЕЭС — руководителем департамента науки и техники (1993—1994), первым вице-президентом — главным инженером (1994—1996).
    В 1996—2000 гг. — заместитель министра топлива и энергетики, с 2000 по 2003 гг. — заместитель министра энергетики РФ.
    В апреле 1998 — июле 1999 гг.— первый заместитель председателя правления РАО «ЕЭС России», член совета директоров — представитель государства в энергохолдинге (до апреля 2002 г.).
    Виктор Кудрявый был одним из главных критиков плана Анатолия Чубайса по реформированию РАО ЕЭС. Будучи членом правления компании, он находился в оппозиции ее менеджменту.
    Лауреат премии Совета министров СССР. Доктор технических наук, профессор.