«Татэнерго» остается единственной российской энергокомпанией, которой разрешили использовать нелокализованные газовые турбины в проектах модернизации — Заинской ГРЭС и ТЭЦ в Набережных Челнах. Теперь «Татэнерго» просит разрешить проекту в Набережных Челнах участвовать в отборе с теми же льготами, что получают энергоблоки на экспериментальных российских турбинах. Почему компания выбрала такой подход и как добилась особых условий, “Ъ” рассказал первый замгендиректора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов.

— «Татэнерго» удалось согласовать с правительством проект модернизации на Набережночелнинской ТЭЦ с использованием нелокализованной турбины. Что это за турбина?

— У нас в собственности есть комплект основного оборудования парогазовой установки (ПГУ) мощностью 230 МВт, в том числе газовая турбина ГТЭ-160 производства «Силовых машин», изготовленная по лицензии Siemens, котел-утилизатор «ЭМАльянс» и теплофикационная паровая турбина ЗАО УТЗ. Оборудование законсервировано и находится на складах заводов-изготовителей. Мы приобрели оборудование в рамках перевода проекта ДПМ на Казанскую ТЭЦ-2. Имеющаяся компоновка в наибольшей степени применима для модернизации ТЭЦ, поскольку наряду с эффективностью парогазового цикла в теплофикационном режиме отличается высокой надежностью, наличием широкой сервисной базы в России, в том числе отечественных сервисных компаний полного цикла.

— Почему вы решили использовать нелокализованную турбину, ведь правила программы модернизации разрешают только российское оборудование?

— Дело в том, что имеющееся у нас оборудование было приобретено в 2014 году — до введения в действие каких-либо требований к его локализации (постановление №719.— “Ъ”). Действующие требования по локализации не разграничивают оборудование по дате его приобретения, что приводит к парадоксальной ситуации: компания не может использовать имеющееся у нее оборудование, приобретенное в полном соответствии с действующими на тот момент правилами. Мы считаем, что такое ограничение не отвечает принципу разумности.

Реализация проекта модернизации Набережночелнинской ТЭЦ возможна только с применением этого имеющегося у компании оборудования. Поэтому применение специальных условий по локализации для проекта необходимо. Это не нарушает чьих-либо интересов, напротив, повышает конкуренцию и способствует наиболее эффективному расходованию денежных средств потребителей.

— Как вы оцениваете стоимость этого проекта и его шансы на предстоящем отборе?

— Конечно, очень тяжело конкурировать с проектами, где идет только частичная замена силового «острова»: либо паровой турбины, либо котла. Наш проект предусматривает полную замену всего оборудования на современную ПГУ. В общем конкурсе с предельным CAPEX на уровне 35 тыс. руб. за 1 кВт проект победить не сможет.

Но если к проекту модернизации Набережночелнинской ТЭЦ будут применены правила, по которым будет проходить отбор аналогичных проектов с использованием инновационных ПГУ, то, конечно, мы сможем предложить самые лучшие условия (предельный CAPEX энергоблоков на экспериментальных газовых турбинах составляет 70 тыс. руб. за 1 кВт.— “Ъ”). С такой просьбой мы уже обратились в Минэнерго. Если квота (конкурса по инновационным турбинам.— “Ъ”) в 2 ГВт не будет выбрана, то предлагаем наш проект по Набережным Челнам вынести на рассмотрение правительственной комиссии, которая в этом отборе предусмотрена именно для проектов с использованием ПГУ.

— Но на этом отборе будут состязаться проекты с российским оборудованием. Кроме того, разве можно считать турбину, произведенную в 2014 году, инновационной?

— Проблема в том, что при общем отборе проектов не учитывается влияние проектов модернизации на общие платежи потребителей за электроэнергию. В результате более дорогие проекты на базе ПГУ не могут быть отобраны на общих основаниях. Именно поэтому для реализации самых эффективных решений в тепловой генерации с использованием ПГУ, а также поддержки развития передовых технологий в отечественном машиностроении была выделена отдельная квота в 2 ГВт. Наш проект также на базе ПГУ, а по своим техническим параметрам он, полагаю, будет превосходить заявленные к изготовлению более поздние российские установки.

Есть и другой вопрос: что будет дальше? Наступит 2027 год, начнется обычный отбор на 4 ГВт, туда придет компания с ПГУ, но, совершенно очевидно, проиграет по цене. И чего мы добились? Подходы в любом случае придется менять.

— Глава Татарстана Рустам Минниханов в недавнем разговоре с президентом Владимиром Путиным сообщил, что одной из наиболее пострадавших от коронавируса отраслей в республике стала электроэнергетика. Насколько снизилось потребление?

— За семь месяцев потребление электроэнергии в Татарстане сократилось по сравнению с прошлым годом почти на 5%, до 16,8 млрд кВт•ч. Наибольшее снижение потребления произошло у нефтяных компаний, в том числе у «Татнефти». По группе промышленных потребителей в целом снижение 7,9%, у малого и среднего бизнеса — 8,7%. Основные факторы — решение ОПЕК+ по сокращению добычи нефти, последствия пандемии, а также теплая зима.

При этом мы наблюдали еще больший провал по выработке. Выработка за семь месяцев составила лишь 14 млрд кВт•ч, что привело к росту сальдо-перетока электроэнергии из других регионов в Татарстан на 64%, до 2,7 млрд кВт•ч. Здесь главная причина — низкая конкурентоспособность наших станций.

— Какова ситуация по выработке у «Татэнерго»?

— В целом по «Татэнерго» выработка за семь месяцев упала на 19,2%. Самое большое сокращение произошло на Заинской ГРЭС — в последние месяцы свыше 50%. Серьезное снижение и на Набережночелнинской ТЭЦ, где выработка по эффективности еще хуже, чем на Заинской ГРЭС.

— В конце прошлого года проект модернизации одного блока Заинской ГРЭС попал в квоту правительственной комиссии. Глава Татарстана Рустам Минниханов обращался к Владимиру Путину с просьбой включить проект в программу модернизации. Почему нельзя было действовать по общим правилам?

— Мы очень благодарны и Рустаму Нургалиевичу, и Владимиру Владимировичу за то, что они поверили в эффективность и целесообразность нашего проекта. Безусловно, без их поддержки проект был бы невозможен. Но я вынужден вас поправить — проект был отобран в полном соответствии с утвержденными правилами, которыми было определено, что отбор проектов правкомиссией должен осуществляться с учетом финансовых последствий для потребителей. К сожалению, из-за отсутствия четко регламентированной процедуры к проектам предъявлялись дополнительные требования. Например, в отборе на 2022–2024 годы учитывались такие критерии, как участие в выработке тепла, критичность технического состояния и другое. При отборе на 2025 год ситуация была несколько исправлена, правкомиссией было решено отбирать проекты по аналогии с общим отбором по критерию LCOE (средняя себестоимость электроэнергии.— “Ъ”).

Проект Заинской ГРЭС, конечно, оказался дорогим. Но его уникальность заключается в том, что при относительно высоких капитальных затратах проект имеет очень высокий показатель эффективности, который позволяет потребителям электроэнергии окупить вложенные в него средства менее чем за пять лет. По критерию финансовых последствий для потребителей это, безусловно, лучший проект за весь период реализации программы модернизации. Именно поэтому Заинская ГРЭС стала единственным проектом, который поддержали потребители.

— Блок Заинской ГРЭС вытеснил из квоты проекты «Т Плюс» и «Мосэнерго». Участники рынка критиковали это решение, поскольку выбор был сделан в пользу проекта с использованием иностранной турбины. Вы согласны с этими претензиями?

— Использование архаичных турбин на базе технологии середины прошлого века для модернизации Заинской ГРЭС не имеет ни технического, ни экономического смысла. Давайте будем честными: все генерирующее оборудование ГТУ, которое было использовано по предыдущей программе ДПМ, изготовлено иностранными производителями. Решить же задачи локализации производства газовых турбин в России не получится простым запретом использования зарубежного оборудования. Наша задача — сформировать действительные стимулы для производителей оборудования, постепенно переносить производство элементов газовых турбин на территорию России, со временем доведя долю локализации до 100%. Для этого необходимо как минимум обеспечить устойчивый гарантированный спрос на газовые турбины в долгосрочной перспективе. В этом смысле наш проект полностью соответствует этой логике. Мы показываем нашим партнерам из Siemens, GE, Ansaldo, Mitsubishi, что Россия — перспективный рынок сбыта и для его завоевания можно вложиться в локализацию генерирующего оборудования.

— Критиковали также отбор такого крупного проекта в профицитном по энергомощностям регионе.

— Попытка оценить целесообразность модернизации только через призму наличия мощности на территории не может привести к комплексным и сбалансированным решениям. Да, в республике действительно нет дефицита: располагаемая мощность — 7,5 ГВт, а максимальное потребление — 4,5 ГВт. Однако необходимо анализировать сальдо-переток электроэнергии в регион, и здесь мы на момент принятия решения имели значительный дефицит: сальдо-переток составлял 7 млрд кВт•ч в год. Возникает вопрос: почему при переизбытке мощности электроэнергия поставляется в республику от станций, расположенных за сотни, а то и тысячи километров? Почему в регионе с переизбытком мощности «Системный оператор» загружает тепловые станции в неэффективном конденсационном режиме? Ответ простой — в Татарстане недостаток эффективной мощности. И именно поэтому мы предложили в замещение этих неэффективных мощностей строить самые передовые в мире ПГУ.

— Проект критиковал и владелец «Силовых машин» Алексей Мордашов, поскольку он мешает развитию российских технологий ПГУ. Вы бы согласились предоставить площадку для обкатки опытных турбин «Силовых машин»?

— Как я только что сказал, мы понимаем и поддерживаем заинтересованность «Силовых машин» в разработке и внедрении конкурентоспособного отечественного газотурбинного оборудования. Но надо понимать, что в мире накоплен огромный опыт в разработке, производстве и обслуживании газовых турбин. За почти столетнюю историю мировое энергетическое машиностроение достигло колоссальных результатов по надежности и эффективности газовых турбин. Однако потребности в них из года в год в мире снижаются.

У «Силовых машин», думаю, очень сложная задача: одновременно с нуля развить компетенции в проектировании и производстве, при этом для обеспечения требований по стопроцентной локализации научить наших отечественных поставщиков материалов и комплектующих тому, что они сами никогда ни делали. Более того, международный опыт создания таких турбин говорит о достаточно длительном периоде с момента проектирования до серийного производства.

В Татарстане основные потребители электроэнергии крайне чувствительны к качеству энергоснабжения, это прежде всего предприятия нефтехимии и нефтепереработки. Поэтому испытывать пилотные проекты с экспериментальными образцами «Силовых машин» у нас невозможно. Проект Заинской ГРЭС мы будем реализовывать по тем параметрам, которые были утверждены на правкомиссии.

— Насколько экономически целесообразно модернизировать только один блок Заинской ГРЭС?

— «Татэнерго», подавая заявку на отбор проектов, рассчитывало параметры, исходя из двух блоков. Однако правительственной квоты хватило только на один блок. Был вариант отказаться от проекта, но тогда вопрос устаревших мощностей и высоких цен на электроэнергию заморозился бы на долгие годы. Мы приняли решение строить, поставщики оборудования и строители предложили очень хорошие условия — 31,7 млн руб. за 1 МВт строительства ПГУ с беспрецедентным КПД 65%. Это несколько дороже, чем предусмотрено распоряжением правительства — 27,4 млн руб. за 1 МВт, но в два раза дешевле, чем стоимость объектов, ранее строящихся в России.

Конечно, рост капвложений на один блок отрицательно влияет на доходность и окупаемость, но в любом случае проект остается интересным. Более того, сейчас активно развивается тема с углеродным налогом в ЕС. Заинская ГРЭС в этом случае сможет представлять дополнительную ценность для потребителей. Было бы правильно, например, дать возможность экспортерам наряду с «зелеными» сертификатами от ВИЭ-станций покупать электроэнергию с ПГУ с меньшими выбросами. Например, через механизм СДД (свободные двусторонние договоры.— “Ъ”).

— Второй блок Заинской ГРЭС вряд ли пройдет по конкурсу, через госквоту по новым правилам тоже не попасть. Каким путем пойдете?

— Введем первый блок ПГУ на 850 МВт в эксплуатацию раньше срока, по факту докажем его положительное воздействие на энергосистему, платежи потребителей. К этому времени еще и вопрос по выбросам СО2 станет более чем актуальным, а технологии ПГУ как раз могут стать серьезным подспорьем в этом деле. Если потребление топлива, являющегося источником СО2, на Заинской ГРЭС сейчас составляет 365 грамм на 1 кВт•ч, то после модернизации снизится до 190–195 грамм. После этого предложим Минэнерго и правительству реализовать второй блок на Заинской ГРЭС.

— Какой поддержки будете просить?

— Сейчас сложно сказать, поскольку это случится только через несколько лет.

— Большой ли потенциал в России для технологий ПГУ?

— Колоссальный. В первой программе ДПМ было много проектов на ПГУ, но это лишь 15% генерации России. Мощность Заинской ГРЭС — 2,2 ГВт, очевидно, что эти устаревшие мощности целесообразно поменять на современные два блока. На Набережночелнинской ТЭЦ мощностью 1,18 ГВт можно поставить два, а лучше три блока ПГУ по 230 МВт. На все казанские станции можно поставить еще минимум по одному блоку. И я не думаю, что мы какие-то особенные, подобная ситуация складывается во всей тепловой генерации РФ. Конечно, конкуренция на РСВ (рынок электроэнергии на сутки вперед.— “Ъ”) возрастет, но, по нашему глубокому убеждению, лучше создавать дополнительные ценности, в нашем случае — снижение затрат на топливо, и дальше делиться этим с потребителями, снижая цену электроэнергии, чем пытаться удержать цены на прежнем уровне. Тем более это становится актуальным в век декарбонизации.

Коммерсантъ