«Стратегический вопрос нашего выживания»: турбины на Заинку все-таки поставит Мордашов

Сегодня гендиректор «Татэнерго» Раузил Хазиев подпишет соглашения с «Силовыми машинами» и Уральским турбинным. А что по цене?

«Мы в дискуссии потеряем гораздо больше, а исправить будет тяжело. Следующий заход на конкурс только в 2032 году. Я не уверен, что тянуть с модернизацией Заинской ГРЭС возможно до 2032 года», — так первый замгендиректора АО «Татэнерго» Айрат Сабирзанов объясняет соглашения с «Силмашем» и УТЗ по поставке оборудования, которые будут подписаны сегодня на полях международного форума «Энергопром» в Казани. Правительство пока запрещает завозить турбины из-за рубежа, даже из дружественных стран, так что вся надежда — на отечественных машиностроителей. О том, что закреплено в соглашениях, сможет ли Заинка дожить до модернизации и почему с ТЭЦ в Челнах все еще хуже, — в материале «БИЗНЕС Online».

«Медлить нельзя»: почему «Татэнерго» выбрало отечественные турбины?

Модернизация Заинской ГРЭС может пройти с использованием российских турбин. Сегодня на полях форума «Энергопром» в «Казань Экспо» АО «Татэнерго» подпишет знаковые соглашения о поставке оборудования с АО «Силовые машины» (бенефициар — миллиардер Алексей Мордашов) и АО «Уральский турбинный завод» (входит в ПАО «Интер РАО»). Подписи в документах поставят гендиректор татарстанской генкомпании Раузил Хазиев, гендиректор «Силмаша» Александр Конюхов и председатель совета директоров УТЗ Михаил Лифшиц.

Поиск нужных машин для Заинки — большая головная боль Хазиева в последние годы. В 2022-м году с трудом выгрызенный у Москвы проект модернизации был похоронен из-за отказа американской General Electric (GE) отгрузить турбину в Россию. С тех пор переговоры шли с иранскими, индийскими и китайскими производителями, а также «Силмашем». В какой-то момент казалось, будто энергетики уже сделали выбор в пользу Ирана и лоббировали допуск на рынок турбин из дружественных стран. Но в итоге федеральные власти не дали «зеленый свет» импорту. Правительство РФ выпустило национальный стандарт, который не допускает завоз оборудования извне, если в России есть аналог. Финальным ударом стали американские санкции, объявленные 10 января этого года, которые запретили продавать в Россию оборудование для «большой» энергетики (под риском вторичных санкций). Так что теперь выбор более чем очевиден (и имя ему Силмаш).

Конкурентный отбор мощности проектов по модернизации ТЭС в России (КОММод) пройдет в октябре этого года. Конкурс рассчитан на ввод мощностей в 2029, 2030 и 2031 годах. Напомним, программа финансируется за счет повышенных платежей промышленных потребителей.

«Время идет, мы можем эту дискуссию еще долго вести, но и последние два года и 2025-й говорят, что медлить нельзя, иначе мы в дискуссии потеряем гораздо больше, а исправить будет тяжело. Следующий заход [на конкурс по модернизации станций] будет только в 2032 году. Я не уверен, что тянуть с модернизацией Заинской ГРЭС возможно до 2032 года», — рассказал «БИЗНЕС Online» первый замгендиректора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов.

Пикантности сегодняшнему соглашению добавляет то, что в 2020 году Мордашов уже продвигал свои турбины Заинке и выступал категорически против модернизации с нелокализованными турбинами. С таким письмом он даже обращался к Дмитрию Козаку, который был на тот момент зампредом правительства России. В прошлом году «Силмаш» снова в штыки воспринял предложение «Татэнерго» о допуске на рынок иранских машиностроителей.

«Мы научимся закупать, завозить, собирать, а ключевую компетенцию по производству рискуем растерять, и в будущем у нас производства газовых турбин так и не выйдет», — цитировал портал Peretok генерального конструктора «Силовых машин» Александра Ивановского. Кажется, в итоге Мордашов добился своего и все-таки сам оснастит Заинку своими турбинами.

Жесткие сроки поставки и снижение цен для потребителей

Итак, что «зашито» в соглашении «Татэнерго» с машиностроителями? Речь идет о поставке четырех газовых турбин мощностью 170 МВт от «Силовых машин» с генераторами и котлами-утилизаторами, а также двух паровых турбин с генераторами от Уральского турбинного завода (по 160 МВт). Всего порядка 1 ГВт. Коэффициент полезного действия парогазовой установки (ПГУ) «Силмаша» достигает 52%. Для сравнения, сейчас КПД Заинки составляет порядка 30%. В любом случае, это не сравнится с фантастическим КПД турбины H-класса от GE — 65%, но о ней плакать уже поздно.

Обещание Мордашова поставить турбины в срок, конечно, вызывает некоторую обеспокоенность. Например, в конце прошлого года в минпромторге РФ заявили, что «Силмаш» просрочил поставку 21 паровой турбины из-за того, что «отрасль давно не знала такого масштабного заказа». «Сроки [в соглашении] указаны достаточно жесткие — поставка в 2028 году с вводом в 2029-м. Я был на прошлой неделе на производстве „Силмаш“ — прогресс действительно налицо. Газовую тематику они хорошо осваивают, большие молодцы», — уверен Сабирзанов.

«Это хорошее отечественное решение. Рассчитываем, что модернизация Заинки приведет к снижению цены на электроэнергию на 1 процент для первой ценовой зоны. Возможно, с учетом существующего дефицита, эффект будет даже больше», — добавил он.

Стоимость турбин стороны не раскрывают — это все еще предмет для обсуждения. По последним данным, которые озвучивал Хазиев в интервью нашему изданию, общая стоимость модернизации Заинки оценивалась в 100 млрд рублей, какую долю в этой сумме занимает ключевое оборудование — неизвестно. При этом в 2021 году турбины «Силмаша» средней мощности оценивались в 2,5-3 млрд рублей за каждую. Сложность в том, что, судя по всему, конкурс на определение поставщика пройдет без конкуренции. Для сравнения, в 2020-м в тендере «Татэнерго» принимали участие GE, Siemens и Mitsubishi, а в ходе торгов американцы снизили цену на 1,2 млрд рублей. Сейчас российским производителем соревноваться не с кем, что в теории может привести к неоправданному завышению цен.

«Есть риск, что станция просто начнет рассыпаться»: что не так с Заинской ГРЭС?

Проблемы с Заинской ГРЭС начались больше 10 лет назад, когда на рынок электроэнергетики стали выходить станции с ПГУ, модернизированные по ДПМ (договор о предоставлении мощности). Конкурировать с ними по цене ГРЭС, построенная в 1963 году, просто не могла. В итоге станция снизила производство электроэнергии до минимума, в зимний период работало 2-3 турбины. Да, они работали в убыток, но как-то с этим энергетики мирились — ситуация не была критической.

Но с 2022 года ситуация кардинально поменялась. По всей стране, в Татарстане особенно, происходит динамичный рост потребления. На этом фоне все станции, даже не самые эффективные, как Заинская ГРЭС, стали интенсивно загружать. Заинская ГРЭС из ненужной (как говорили «горячие головы») и подлежащей выводу стала вполне себе востребованной. Точнее, как говорят в «Татэнерго», слишком востребованной.

«Новые потребители, увеличение потребности — для любого продавца это хорошо. Но есть нюансы. Когда цены на электроэнергию перестали покрывать топливные затраты по Заинской ГРЭС, наша задача заключалась в снижении выработки, в первую очередь в отопительный период. Это время, когда цены ниже, чем в среднем по году. Во многом нам это удавалось, — объяснил нам Сабирзанов. — Но сейчас настал период, когда Системный оператор разворачивал максимальные мощности и зимой, и летом. От этого станция не перестала быть убыточной. Наоборот, экономика просела еще больше. Одно дело иметь убыток от работы 2-3 блоков, и совсем другое — от 7-10 блоков».

Вторая проблема связана с ремонтами. Когда не было сильной загрузки, на Заинке могли спокойно делать ремонт. Если «уходит» один блок, в это время включали другие. Но когда разворачивают все «дееспособные» мощности, у «Татэнерго» не остается подменных блоков. За отказ от выполнения команд Системного оператора компания получает штраф.

«То есть мало того, что станция вырабатывает электроэнергию себе в ущерб, еще и по мощности вся в штрафах. Оборудование на ЗГРЭС объективно очень старое. Оно не только морально и экономически не соответствует требованиям сегодняшнего времени, но и физически „истощено“, отработало по два парковых ресурса — более 400 тысяч часов. Это очень много. Изменить это практически невозможно, потому что для приведения в надлежащее состояние необходимы значительные средства, нужно попасть в программу КОММод. Мы подходим к пределу прочности. Есть риск, что в среднесрочной перспективе станция просто начнет рассыпаться. Такая картина, я полагаю, не только у нас», — указал топ-менеджер.

По данным «Татэнерго», выработка ЗГРЭС выросла с 4,1 млрд кВт·ч в 2022 году до 5,7 млрд кВт·ч в 2024 году. Аварийность за этот же период выросла в два раза — с 17 до 34 случаев. Среднемесячный объем недопоставленной мощности в 2024 году составил 81,9 МВт (в 2022-м — 18,7 МВт), недополученный годовой доход — 259 млн рублей (в 2022-м — 42,1 млн рублей), рост более чем в 6 раз.

А что с челнинской ТЭЦ?

Второй проект, за который «Татэнерго» поборется в октябрьском отборе, — модернизация Набережночелнинской ТЭЦ. Там ситуация еще более аховая, потому что это тепловая станция. Когда ее загружают летом, там экономика еще хуже, чем за Заинской ГРЭС. ЗГРЭС изначально конструировали так, чтобы она могла работать только на электрику без выработки тепла.

«Да, на Заинской ГРЭС „уделки“ доходят до 385 грамм, никакая экономика этого не выдержит. Но когда начинают включать ТЭЦ, УРУТ на ТЭЦ могут возрасти до 450-500 грамм. Так как ТЭЦ не рассчитаны на то, чтобы их загружали без тепла в таких масштабах», — пояснил Сабирзанов.

Выработка НчТЭЦ выросла с 3,6 млрд кВт·ч в 2022 году до 4 млрд кВт·ч в 2024-м. Аварийность за этот период выросла с 7 до 16 раз. Среднемесячный объем недопоставленной мощности в 2024 году составил 122,9 МВт, недополученный годовой доход — 383,4 млн рублей, — вырос в 6 раз. В целом доля конденсационной выработки в стране выросла с 35% в 2021 году до 43% в 2024-м. Это значит, что почти половина выработки ТЭЦ осуществляется без тепла, они работают как ГРЭС, только с удельным расходом топлива на 20-40% выше.

Для челнинской станции оборудование уже есть — это установка ГТЭ-160, произведенная «Силовыми машинами» и Siemens. «Когда говорят, что оно нелокализованное, я отвечаю: на турбине стоит бирка „Силмаша“. Паровые машины сделаны Уральским турбинным заводом, котел-утилизатор — „ЭМАльянсом“», — заявлял нам в интервью Хазиев. Модернизация НчТЭЦ оценивалась в 25 млрд рублей.

Выдержать конкуренцию с АЭС

Поэтому «Татэнерго» так ратует за переход на парогазовые установки — там нет большой разницы, нужно тебе вырабатывать тепло, или нет. Это следующий технологический уклад. Республике, уверены в генкомпании, необходимо в кратчайшие сроки наверстать то, что было упущено в начале 2010-х годов. Есть и еще один нюанс. Если говорить о горизонте до 2042 года, с 2031 года за 11 лет в стране будет вводиться в среднем более 2 ГВт атомных блоков. АЭС действительно очень дорого строить. Но когда их вводят, атомные блоки дают такой же эффект, как и ПГУ — они сразу же роняют цены на рынке электроэнергии.

«Если мы не успеем обновить свои мощности к этому времени, то мы окажемся ровно в той же ситуации, в которой находились в 2012 году, когда в России массово вводили ПГУ по программе ДПМ, а в Татарстане их не было. И мы не выдержим конкуренции. Поэтому мы не хотим менять паровые турбины на такие же „паровозы“ (технология их производства принципиально не менялась с 40-х годов). Паровые турбины решат вопрос сегодня с аварийностью. Но они не решат стратегический вопрос нашего выживания, обеспечение эффективности и конкурентоспособности», — считает Сабирзанов.

«Татэнерго» не нужны преференции на новом отборе, продолжил он. Мол, главное, чтобы на конкурсе была возможность отбора самых эффективных проектов. «Мы работаем на тем, чтобы дать самые эффективные предложения. Что касается объемов ввода, то на сегодняшний день минэнерго РФ заявляет о не менее 5 ГВт ПГУ в горизонте 2029–2031 годов. По нашим расчетам, отечественные машиностроители, если контрактоваться сейчас, могут произвести для программы КОММод до 9 ГВт», — полагает энергетик.

«Диалог сейчас идет конструктивный, и с минэнерго, и Системным оператором и Советом рынка. У всех понимание есть. Но вводы мощностей планируются только на 2029–2031 годы. Сколько мы еще сможем вырабатывать необходимое количество электроэнергии, выдержит ли компания убытки? Это вопрос, над которым нам в ближайшие годы будет необходимо плотно работать», — заключил наш собеседник.