Эдуард Галеев: «ДПМ — не единственное средство против старения энергетических мощностей России»

«Тарифы ТГК-16 были и остаются ниже тарифов «Татэнерго»

— Эдуард Геннадьевич, прошло почти два года с того момента, как вы возглавили ТГК-16. Каких результатов удалось достичь вам и ТГК-16 за это время?

— Этот период прошел для ТГК-16 очень интенсивно и достаточно успешно. 2017 год мы завершили с прибылью более 2 млрд рублей. Считаю, что результаты получились неплохими, особенно учитывая, что наши тарифы на тепло остаются самыми низкими в Татарстане. Парадокс, с момента образования ТГК-16 прошло уже почти восемь лет, а наши тарифы до сих пор остаются ниже того уровня, по которому промышленные предприятия республики приобретали тепло у «Татэнерго» еще до 2010 года, и остаются самыми низкими в Республике Татарстан.

Низкие тарифы позволили нашим потребителям нарастить производство и, соответственно, увеличить потребление энергоресурсов. При этом если говорить о предприятиях Группы «ТАИФ», то рост потребления энергоресурсов идет на фоне постоянно реализуемых ими мероприятий по энергосбережению. Совершенствуются производства, уменьшаются расходные коэффициенты на потребление тепловой энергии, уменьшаются потери тепла через тепловую изоляцию тепловодов. Тем не менее отпуск тепла потребителям с отработанным паром от паровых турбин за эти годы на станциях ТГК-16 вырос более чем на 25%. Это связано с тем, что увеличился отпуск продукции на существующих производствах промышленных предприятий, осуществлен ввод новых производств, выработка необходимой тепловой энергии полностью переведена на КТЭЦ-3. Собственные котельные установки предприятий остановлены и законсервированы.

Низкие тарифы позволили нашим потребителям нарастить производство и, соответственно, увеличить потребление энергоресурсов

— Несмотря на некоторые сложности, все же 2017 год для компании прорывной. Запущенная летом ГТУ стала важной вехой и для ТГК-16, и, несомненно, для энергетики Татарстана. Как сейчас работает турбина?

— Однозначно, первая половина 2017 года прошла для всей нашей команды под знаком завершения реализации проекта строительства газотурбинной установки на КТЭЦ-3. Мы вложили в этот проект много сил и энергии. И общими усилиями с компанией General Electric (нашим генеральным подрядчиком) нам удалось завершить строительство энергоблока, ввести его в коммерческую эксплуатацию в запланированный срок и показать желаемые результаты. Более того, по результатам испытаний мы смогли получить параметры энергоблока выше законтрактованных. Вместо указанных в контракте 389 МВт газовая турбина несет нагрузку в среднем 405 МВт. В процессе наладки при соответствующих температурах наружного воздуха мощность ГТУ достигала 425 МВт. Что отрадно, технико-экономические параметры ГТУ стабильны и соответствуют всем нормам и техническим условиям, а коэффициент полезного действия комбинированного производства тепловой и электрической энергии достигает 85%.

Однозначно первая половина 2017 года прошла для всей нашей команды под знаком завершения реализации проекта строительства газотурбинной установки на КТЭЦ-3

Положа руку на сердце, признаюсь, у нас были определенные волнения за проект. Обычно, по опыту наших коллег из других энергокомпаний, когда вводится такое сложное оборудование, тем более совершенно новое, идет длительный период его освоения и наладки, случается очень много аварийных остановов, отказов. Не хочу сглазить, но у нашего энергоблока период «детских болезней» оказался достаточно коротким. Сейчас машина работает надежно. Надо отдать должное GE, наша установка находится под постоянным сопровождением инженерного центра компании, любые вопросы и проблемы сразу берутся в проработку по схеме «круглосуточно семь дней в неделю» и в кратчайшие сроки выдаются рекомендации по их решению. Мало того, мы получаем много рекомендаций на опережение, чтобы превентивно отработать, не допуская аварийных ситуаций. Для этого у нас установлен специально разработанный программно-технический комплекс предиктивной аналитики, входящий во вновь разработанную компанией GE в рамках концепции Индустрия 4.0 платформу Predix. Сейчас мы уже думаем, как дальше усовершенствовать нашу машину, чтобы не допускать снижения ее мощности в жаркий период. Надеемся до конца апреля получить конкретные предложения от GE. Кроме того, в перспективных планах — модернизация проточной части турбины для повышения установленной мощности и эффективности ГТУ.

Выработка электроэнергии увеличилась почти в три раза

— Среди представителей энергоотрасли идет достаточно споров о том, что подобные проекты невозможно окупить без механизмов дополнительной поддержки. В частности, без программы ДПМ (Договор о предоставлении мощности — специальный нерыночный механизм, предназначенный для ввода новых объектов генерации. Он подразумевает заключение поставщиками и покупателями агентских договоров. Заключая договор, поставщик принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. В свою очередь, поставщику гарантируется возмещение затрат на строительство генерирующих объектов через повышенную стоимость мощности, которую оплачивает потребитель, — прим. ред.). Как вам это удалось?

— Действительно, очень многие коллеги задают нам вопросы: «Зачем вы в это ввязались?» и «Как вы собираетесь окупить проект?» Здесь все достаточно ясно и прозрачно. Перед тем как войти в проект, была проведена серьезная работа по оптимизации технологической схемы нового энергоблока, его интеграции с действующей станцией, а также стоимости его строительства. Это было важно для того, чтобы ввод нового оборудования не лег непосильным бременем на потребителей тепла, а также чтобы максимально оптимизировать затраты на его создание. Переговоры с потенциальными подрядчиками шли непросто, но мы смогли найти взаимоприемлемые параметры контракта. Поэтому и смогли получить хорошую цену. Удельная стоимость нашего проекта составила 535 евро за киловатт. Это учитывая проценты на инвестфазе и затраты на схему выдачи мощности. Это стало возможным благодаря тщательному планированию инвестиционного проекта. И, как говорится, результат налицо. Как шутят наши коллеги из других энергосистем, стоимость проекта ГТУ на КТЭЦ-3 — неприлично низкая.

Кроме того, не секрет, что очень большая доля затрат при эксплуатации энергоблоков с ГТУ является затратами на их сервисное обслуживание и ремонт. Поэтому еще на этапе контрактных переговоров по ЕРС-контракту (EPC — строительство «под ключ», — прим. ред.) было принято решение сразу определиться со стоимостью сервиса. В итоге нам удалось договориться и зафиксировать на оптимальном для нас и генерального подрядчика уровне стоимость и объем сервиса газовой турбины на ближайшие 10 лет. При этом мы смогли убедить наших партнеров, чтобы все модификации оборудования и частей, которые необходимо проводить на ГТУ для обеспечения ее надежности, в гарантийный период выполняются за счет подрядчика. Вместе с тем он гарантирует нам показатели по надежности ГТУ. Все это позволило существенным образом оптимизировать стоимость жизненного цикла ГТУ и затраты на ее содержание. В итоге мы получили показатели окупаемости проекта, приемлемые для акционера компании.

Если бы мы опоздали с запуском и реализацией проекта ГТУ, ситуация на КТЭЦ-3 была бы очень непростой

— После запуска турбины прошло более полугода. Как изменилась работа станции за это время?

— Уже сейчас можно говорить о том, что мы выработали в 2017 году по Казанской ТЭЦ-3 в два с половиной раза больше электроэнергии, чем за аналогичный период 2016 года. И это на фоне примерно такого же отпуска тепла от Казанской ТЭЦ-3, как и в прошлом году. К сожалению, мы пока так и не смогли добиться увеличения отпуска тепла с горячей водой населению Казани до уровня хотя бы 1,5 млн Гкал в год, как было еще несколько лет назад. Несмотря на этот негативный фактор, эффективность нашей станции улучшилась более чем на 30%. Так, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в целом по станции (количество сжигаемого топлива для получения одного киловатт-часа электроэнергии, — прим. ред.) на конец 2016 года составлял 310 грамм на киловатт-час, а сейчас у нас в целом за прошлый год 244 г/ кВтч. Показатель среднегодового удельного расхода самой ГТУ составляет порядка 156 г/ кВтч. И это при том, что турбина находится в коммерческой эксплуатации только с 1 июня. Мы надеемся, что в этом году наши результаты будут еще лучше.

Хочу отметить, если бы мы опоздали с запуском и реализацией этого проекта, ситуация на КТЭЦ-3 была бы очень непростой. Дело в том, что цены на электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии последние пару лет не растут даже на фоне роста цен на топливо, а в 2017 году вообще сильно упали. Это связано с вводом новых эффективных мощностей в энергосистеме России, переходом энергокомпаний на физический метод разделения затрат при формировании себестоимости тепловой и электрической энергии, а также с длительным периодом паводка в 2017 году. Паводок был продолжительным, а лето дождливым, поэтому большая приточность рек Камско-Волжского бассейна фактически закончилась только в августе. Из-за этого на рынке увеличилась доля выработки электроэнергии от гидроэлектростанций. Как следствие, на оптовом рынке цена электроэнергии в этот период снизилась в среднем на 100 рублей за МВтч. Стоит сказать, что в текущий момент с удельными расходами на отпуск электроэнергии выше 300 г/кВтч на опте (оптовом рынке мощности, — прим. ред.) вообще делать нечего, и без наличия высокоэффективной генерирующей мощности КТЭЦ-3 было бы непросто конкурировать на рынке электроэнергии.

Показатель среднегодового удельного расхода ГТУ составляет порядка 156 г/ кВтч. И это при том, что турбина находится в коммерческой эксплуатации только с 1 июня

— Раз зашел разговор об эффективности ТЭЦ, не могу не спросить, как вы видите реформу теплоснабжения?

— Мне всегда была близка эта тема, как и вопросы производства электроэнергии. Работая еще в диспетчерской службе энергосистемы Татарстана, мы занимались планированием режимов работы электростанций с учетом их отпуска тепла, так как задача РДУ как раз и состоит в том, чтобы обеспечить максимальную выработку электроэнергии в комбинированном режиме. Естественно, что она существенным образом зависит в том числе от правильно собранной схемы распределения тепловых нагрузок теплосети между электростанциями и самим гидравлическим режимом тепловых сетей, оптимальным соотношением температуры прямой и обратной теплосети.

Сейчас, по моему мнению, происходят тектонические сдвиги в законодательстве о теплоснабжении. Они, с одной стороны, должны обеспечить прозрачность ценообразования, но в то же время несут и определенные риски. Правильность наших опасений мы уже можем наблюдать на примере ситуации с загрузкой ТЭЦ-3 в Казани, когда единая теплоснабжающая организация (ЕТО), фактически пользуясь своим доминирующим положением, занимается произволом и позволяет себе нарушать закон, загружая собственные котельные вместо источника с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии, где к тому же еще и тариф минимум на 30% ниже. В этой связи, помимо всего прочего, в каждом конкретном случае, в каждом конкретном муниципальном образовании важно найти именно ту схему взаимодействия ЕТО с другими участниками рынка теплоснабжения, чтобы могли сформироваться именно рыночные условия без какого-либо ручного управления.

Если брать, к примеру, Казань, то здесь важно найти схему взаимодействия игроков теплового рынка, в принципе исключающую конфликты, подобные текущим. В моем понимании и понимании моих коллег, оптимальным могло бы стать разделение в Казани деятельности по производству тепловой энергии и ее транспортировке, аналогичное принятому в электроэнергетике. То есть тепловые сети должны быть выделены в отдельную компанию, с существенной долей собственности у муниципального образования, которое и будет в конечном итоге отвечать за качественное теплоснабжение своих жителей. А теплогенерирующие компании будут конкурировать, чтобы продать тепло от своих теплоисточников по самым оптимальным тарифам. Тогда сразу заработают механизмы оптимизации их структуры, вывода избыточных и устаревших энергетических мощностей, котельных и так далее.

Оптимальным могло бы стать разделение в Казани деятельности по производству тепловой энергии и ее транспортировке, аналогичное принятому в электроэнергетике

Более того, это позволит расширить сети централизованного теплоснабжения за счет их объединения с локальными изолированными сетями. Плюс из работы будут выведено огромное количество котельных, так как теплосетевая компания будет заинтересована развивать тепловые сети и увеличивать закупки тепла от более дешевых теплоисточников. Очень важно выработать механизмы, которые бы жестко обязали ЕТО исполнять обязательства по развитию системы теплоснабжения, выполнять инвестиционные программы. Нужно, чтобы ЕТО развивала тепловые сети. Это важно, чтобы увеличить загрузку электростанций и довести ее до максимума. Важна роль и муниципальных властей, и Федеральной антимонопольной службы. К маю-июню должны выйти все необходимые подзаконные акты. Единая теплоснабжающая организация, которая при переходе на новое ценообразование по принципу альтернативной котельной получит огромные полномочия, должна получить и огромный пласт обязанностей, определенных обновленной схемой теплоснабжения. Нужно понимать, что статус единой теплоснабжающей организации накладывает на тебя определенный уровень ответственности, а не одни сплошные бонусы.

«ДПМ — не единственное средство»

— Эдуард Геннадьевич, вы долгое время проработали в РДУ Татарстана. Сейчас возглавляете компанию, которая снабжает тепло- и электроэнергией крупные промышленные предприятия республики. В этой связи интересно ваше видение грядущей в энергетике программы ДПМ-2. Как бы вы ее оценили?

— Обновление мощностей российской энергетике нужно. С этим не поспорить. Вопрос лишь в том, какие механизмы создаются для этого обновления. Не секрет, что при первой программе ДПМ было построено много энергообъектов в тех местах, где они фактически не были нужны. Вторая программа должна эти ошибки учесть и не допустить.

Главная беда ДПМ-1 была в том, что она была полностью оторвана от рынка тепловой энергии. В итоге генерирующие мощности построили в том числе и в тех местах, где фактически отсутствует спрос как на электрическую энергию, так и на тепло. Сейчас эти современные блоки простаивают или недозагружены. По данным совета потребителей электроэнергии, четверть энергоблоков построенных по программе ДПМ-1 имеют коэффициент использования установленной мощности менее 40%! Кроме того, стоимость проектов оказалась очень высокой. Это связано с тем, что при ДПМ не были фиксированы предельные стоимости по проектам, определили лишь комфортные для генерирующих компаний удельные показатели стоимости строительства на киловатт установленной мощности и тарифы на мощность, с лихвой покрывающие все возможные и невозможные затраты. Все это легло огромным бременем на потребителя. Плюс постоянно вводятся различные дополнительные надбавки к тарифам на мощность: на строительство генерирующих мощностей в Крыму, в Калининграде, на Дальнем Востоке, на развитие ветряков и строительство мусоросжигающих заводов. Естественно, что сейчас потребители настороженно относятся к любой дополнительной программе модернизации генерирующих мощностей, тем более с аббревиатурой ДПМ.

С точки зрения производителей энергии и чиновников, логика, конечно, понятна. У них уже есть опробованный механизм, который нужно лишь чуть-чуть отшлифовать, а дальше запустить. И голова болеть не будет. Но особенность в том, что вводные, которые сейчас идут по программе ДПМ, кардинально отличаются от тех, которые были в первой программе.

— В чем разница?

— Во-первых, сейчас речь идет о модернизации существующих востребованных мощностей. Более того, мы говорим о модернизации с применением российских технологий. Срок окупаемости проектов должен составить от 15 до 20 лет. Между тем в основном подразумевается модернизация устаревшего и отработавшего свой ресурс оборудования паросилового цикла или, проще говоря, паровых турбин и энергетических котлов. Строительство новых мощностей с применением технологий парогазового цикла практически не предусматривается. Это, в первую очередь, связано с тем, что у нас в России не производятся мощные надежные и эффективные газотурбинные установки. Исключение составляет лишь совместное предприятие с «Дженерал Электрик» по сборке турбины 6FA мощностью 76 МВт и лицензионное производство с компанией «Сименс» турбин SGT-2000 Е мощностью 160—180 МВт. Но в силу определенных внешнеполитических проблем сейчас также есть ограничения на использование этих технологий.

И получается, что мы должны модернизировать только паровые турбины и котлы, которые были установлены много лет назад. То есть обеспечить функционирование морально устаревшего оборудования еще лет на 20. Фактически это приведет к консервации существующего научно-технического развития и эффективности российской энергетики. В Татарстане показателен пример с Заинской ГРЭС. В 2017 году средний годовой показатель удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии по России опустился ниже 300 г/ кВтч. По Заинской ГРЭС для блоков с давлением 130 атмосфер среднегодовой наиболее эффективный показатель удельного расхода топлива не может быть ниже 340 г/ кВтч. Те решения по модернизации, которые сейчас предлагают наши и иностранные заводы без установки ГТУ, теоретически помогут снизить показатели Заинской ГРЭС до 320 г/ кВтч. Получается, что станция даже после модернизация останется неконкурентоспособной.

В Татарстане показателен пример с Заинской ГРЭС

— Насколько я понимаю, аналогичная история и с паротурбинными установками на существующих ТЭЦ?

— Да. Они изначально были предусмотрены для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Значит, рассматривать модернизацию в рамках некомбинированной выработки тепла и электроэнергии в принципе нельзя. Говоря по-простому, если нет у данной паровой турбины хорошей загрузки по теплу, то нет смысла ее модернизировать. Иначе в модернизацию будут вложены деньги, но при этом паровые турбины останутся неконкурентоспособными на рынке электроэнергии. Таким образом, модернизировать существующее оборудование ТЭЦ без анализа фактической его загрузки по теплофикационному циклу категорически нельзя! И по возможности модернизация должна предусматривать строительство газотурбинной надстройки с выводом неэффективных и невостребованных мощностей. Только так может быть достигнута эффективность модернизации.

Есть еще и другой аспект модернизации энергетики. В энергетической стратегии РФ, в прогнозе научно-технического развития ТЭК четко прописаны современные тенденции. А именно: развитие малой энергетики, распределенной энергетики, умных электрических сетей. В этой части получается, что роль большой энергетики снижается. И с позиции прогноза научно-технического развития у российского машиностроительного комплекса есть достаточно большие перспективы в области строительства генерирующих мощностей. В России уже начали выпускать надежные конкурентоспособные газотурбинные установки мощностью до 30 МВт. Это как раз ведет к развитию распределенной энергетики. Другое дело, необходимо вносить определенные изменения в нормативную документацию об энергетике и позволять собственникам этой независимой генерации работать не только для собственных нужд, но и продавать излишки энергии на оптовом или розничном рынках. Это существенным образом позволило бы обновить генерирующие мощности и, главное, не допустить ситуации, когда под программу ДПМ попадают никому не нужные мощности.

Не секрет, что при первой программе ДПМ было построено много энергообъектов в тех местах, где они фактически не были нужны

— При каких обстоятельствах тогда новая программа может быть эффективна?

— Во-первых, программа ДПМ в принципе не должна рассматриваться как единственное средство против старения энергетических мощностей в энергетике РФ. Это всего лишь один из механизмов. Притом рассматривать ДПМ, только проецируя на рынок электроэнергии, нельзя. Однозначно, решение о включении того или иного энергооборудования во вторую часть программы должно приниматься на основе комплексного анализа при наличии тепловых нагрузок. Четко должны быть обозначены и конечные показатели эффективности оборудования после модернизации. Оборудование в принципе не должно допускаться до ДПМ, если после модернизации его показатель удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии будет выше 300 г/ кВтч.

Во-вторых, мы считаем приоритетным при реализации включение в программу ДПМ строительство газотурбинных надстроек. Ведь во многих случаях только использование парогазового цикла позволяет в разы повысить эффективность станции.

В-третьих, должны быть созданы механизмы, которые позволяют собственникам крупных промышленных предприятий развивать собственную распределенную генерацию. И нужно создавать возможности, чтобы собственникам этой генерации было выгодно продавать избыточную электроэнергию на оптовом либо розничном рынке.

Только при таком комплексном подходе мы сможем без увеличения нагрузки на конечного потребителя существенным образом модернизировать наши энергетические мощности. К сожалению, сейчас мы не видим комплексного решения. Вся большая энергетика сосредоточилась на ДПМ-2. Есть жесткое противодействие потребителей. Но мы надеемся, что в итоге будет найдена общая позиция и это позволит начать модернизацию мощностей именно на рыночных условиях. Потому что только такие условия позволяют выбрать наиболее оптимальное как техническое, так и экономическое решение. ТГК-16 понимает это, как никто. Потому что мы работаем внутри промышленной группы, где есть и потребители, и производители электрической энергии. Каждое наше решение взвешивается с точки зрения его влияния как на наше предприятие, так и на надежность и экономику наших потребителей.