Раузил Хазиев – о росте выработки энергии, судьбе Заинской ГРЭС и теплосетей Нижнекамска

«Мы не думали, что рост электропотребления будет настолько резким»

Раузил Магсумянович, с осени в Татарстане начался сильный рост и электропотребления, и, как следствие, выработки электроэнергии. В основном, естественно, на электростанциях главной энергогенерирующей компании республики – «Татэнерго». Каковы драйверы этого роста?

Начну с того, что в тех спорах, что мы ведем с Минэнерго России, с другими федеральными ведомствами – хочу подчеркнуть, это деловые споры, никакого антагонизма между нами нет – у нас появился весомый и явный аргумент. Хотя мы в «Татэнерго» и так понимали, что потребление электроэнергии в республике будет расти, а это обернется и ростом генерации. Почему?

Посмотрите, например, сколько ежегодно вводится в республике жилья – по три миллиона квадратных метров! То есть каждые четыре года мы вводим, по факту, по Набережным Челнам – там весь жилой фонд на сегодняшний день составляет около 12,5 млн квадратных метров. А раз строится жилье, значит, параллельно или следом за ним будут строиться детские сады, школы, больницы, магазины. То есть вся обеспечивающая социально-бытовая инфраструктура.

Второе – посмотрите, как бурно развивается особая экономическая зона «Алабуга», с какой нагрузкой сегодня работает тот же КАМАЗ. Как отражается на электропотреблении рост гособоронзаказа на промышленных предприятиях той же Казани, да и в других городах. Мы это все видим и сами, и многое можем спрогнозировать самостоятельно, но и действующие предприятия, и инвесторы свои планы ведь тоже не скрывают – например, на рабочих совещаниях у Раиса Татарстана, или на других заседаниях в том же Минстрое или Минпромторге все это так или иначе обсуждается. А под рост потребления электроэнергии нам нужно планировать и развитие генерирующих мощностей.

В этом году рост промпроизводства в Татарстане стал ускоряться с осени, до этого была стагнация…

Никакой стагнации не было, рост был, пусть и не с такой динамикой. И в этом тоже нет ничего необычного – многие объекты капстроя по традиции начинают вводить с середины лета, осенью. В начале года, как правило, идет проектная работа, изыскания какие-то делаются. Потом потихоньку все разгоняется, Жилье так вообще полностью «подбивают» только к Новому году, такая у нас традиция. Ну и плюс, чем холоднее становится на улице, тем больше потребляется энергии – и электрической, и тепловой, это тоже всем понятно.

Мы, не устану повторять, все это предвидим, всегда к такому готовимся. И в этом году готовились, но, честно признаюсь, тоже не думали, что рост будет настолько резким и масштабным. Например, только в ноябре по нашим станциям увеличение выработки составило 14% (к ноябрю 2023-го – прим. Т-и), а ведь впереди еще декабрь. В целом по итогам января – ноября по «Татэнерго» рост выработки – уже 19%.

Так что этот год мы завершим, скорее всего, с ростом выработки порядка 16-17%, в сумме это будет 16 млрд кВт*часов. Отпуск тепла ожидается в размере 9,5 млн Гкал, что на 2% выше уровня 2023-го. Знаете, в той конфигурации генерирующих активов, в которой «Татэнерго» работает сейчас, я таких результатов не припомню. Что касается финансовых показателей – ожидаем выручку на уровне 62 млрд рублей, прибыль – 3,5-4 млрд, то есть как и в прошлом году. Рентабельность на уровне 7%.

«В этом энергоузле, в районе Заинска, всегда будет ГРЭС»

Про аргумент в спорах: рекорды в этом году ставит и Заинская ГРЭС. Как станция, модернизацию которой вам пришлось заморозить, справляется с такими нагрузками?

Станция действительно работает с полной загрузкой. Конечно, это не значит, что все 11 энергоблоков включены в круглосуточном режиме и все 365 дней в году, но у «Заинки» в этом году технологически возможная нагрузка – максимальная. За январь – ноябрь ГРЭС выработала 5,2 млрд кВт*часов, рост к прошлому году 27%! А Заинская ГРЭС – это 36% в выработке всех генерирующих объектов «Татэнерго».

Такая загрузка – яркое свидетельство того, что станция жизненно необходима и Татарстану, и России. А ведь периодически возникают разговоры, что можно якобы и без нее, что сетевая инфраструктура позволяет закрыть все потребности за счет внешнего перетока, что станцию с таким устаревшим парком оборудования вообще стоит закрыть. Вот этот год ярче всего показывает, что разговорам таким грош цена. И я уверен, что такого никогда не случится. В этом энергоузле, в районе Заинска, всегда будет ГРЭС, и она всегда будет востребована.

Да, оборудование там у нас стоит не новое, случаются отказы. Но мы все заявки, которые подаем и выигрываем на РСВ (рынок на сутки вперед, где продается основной объем выработки – прим. Т-и), всегда выполняем, и никаких претензий со стороны оптового энергорынка, со стороны «Системного оператора» к нашей компании не возникает. Парковый ресурс паросиловых энергоблоков поддерживаем всеми возможными средствами. За это низкий поклон и моя личная благодарность всему коллективу Заинской ГРЭС, это наши умнейшие головы и золотые руки.

Но, хочу подчеркнуть, нельзя говорить, что «железо» там вообще сыпется. Это не так. Я уверен, что энергоблоки смогут работать до ввода новых мощностей. Но предел возможностей, конечно, виден – это 2030 год. Дальше уже тянуть с замещением мощностей будет нельзя.

Что еще важно? С 1 ноября Заинская ГРЭС снова стала получать плату за мощность. Как вы знаете, мы не имели права на получение этих денег, потому что станция официально числилась в программе модернизации. А там правила такие – если ты прошел отбор, то платы именно за мощность лишился. Но, как вы знаете, ситуация, в которую «Татэнерго» попало с проектом на Заинской ГРЭС, от нас не зависела, это был классический форс-мажор. И проект пришлось заморозить.

А почему так долго вы оформляли отказ от проекта?

Понимаете, пройти конкурентный отбор и попасть в федеральную программу модернизации – это сама по себе очень сложная процедура. А выйти из программы без штрафных санкций – еще сложнее. Просто правила такие. И, если уж говорить объективно, то так и должно быть. Раз компания берет на себя ответственность и собирается построить новую станцию, или провести модернизацию на действующей – все нужно выполнить в срок, и сделать все качественно.

Как вы помните, одно время мы пытались перенести проект с Заинской ГРЭС на Набережночелнинскую ТЭЦ. Логика в этом была – отбор же произошел, выбор в пользу «Татэнерго» был сделан, и, чтобы не терять времени, мы предлагали вот так все поменять. Но такой вариант нам не согласовали. Не получилось. Поэтому все так и затянулось.

В итоге мы просто отказались от предыдущего проекта, доказав – хотя это и так было всем очевидно – что все произошло не по нашей вине, а потому штрафные санкции нам не полагаются. Теперь «Татэнерго» готовится участвовать в следующих конкурсных отборах проектов модернизации ТЭС. Надеемся, что такой отбор состоится уже в начале 2025-го.

Но финансовый убыток в 1,5 млрд рублей от неполучения платы за мощность у компании остался…

Да, это плохо, но не смертельно. Конечно, мы были бы рады, если бы плату за мощность компания начала получать намного раньше. На выплатах только за выработанную станцией электроэнергию «по факту» покрыть операционные убытки от работы Заинской ГРЭС просто невозможно. Мы же не знаем, когда «Системный оператор» нам нагрузку назначит. А станция должна быть всегда готова выдать ту мощность, которая потребуется потребителям. Условно, мы не знаем, когда вы чайник включите в розетку, но саму розетка всегда должны держать в рабочем состоянии. А такая готовность номер один оплачивается только через рынок мощности. Так работают все генерирующие компании в России, не только «Татэнерго».

«Это проблема большинства ТЭЦ в стране, за редким исключением»

А убыток на Набережночелнинской ТЭЦ с чем связан?

Там причина не экономическая, а техническая. Мало кто задумывается, но в советское время все крупные ТЭЦ строили по титулу предприятий. В Набережных Челнах – под КАМАЗ, в Нижнекамске – под нефтехимию, у нас в Казани ТЭЦ-3, например, возводили в комплексе с «Казаньоргсинтезом». Нужды населения, так называемая коммунально-бытовая нагрузка шла в таком случае «довеском».

Дело в том, что теплофикационные электростанции, в отличие от ГРЭС, максимально эффективны только в связке с промышленными потребителями, которым требуется пар промышленных параметров. КАМАЗ когда-то выпускал больше 100 тысяч автомобилей в год, и у завода было очень большое потребление пара – причем потребление стабильное, круглосуточно и 365 дней году. Но все давно изменилось, на заводе поменялись технологии, и нагрузка в паре от КАМАЗа сейчас мизерная.

В принципе, это проблема большинства ТЭЦ в стране, за редким исключением. На ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в Казани тоже нагрузки в паре давно снизились до минимума. А выработка электроэнергии, напротив, почти везде выросла. Теплофикационную турбину в таких условиях приходится использовать в т.н. конденсационном режиме. Тепло, необходимое для охлаждения оборудования, мы вынуждены просто выбрасывать в атмосферу, прогонять через градирни. Эффективность производства именно ТЭЦ в таком режиме сильно снижается.

Именно для решения этой проблемы, особенно обостряющейся в летнее время, когда тепло вообще никому не нужно, мы и хотим построить на Набережночелнинской ТЭЦ парогазовую установку – это более гибкая технология, у нее более высокий КПД. И такой блок поможет нам не использовать теплофикационное оборудование в неэкономичных для него режимах.

Этот проект давно готовится. Параметры как-то поменялись?

Нет. Мы сейчас вернулись в исходную точку, туда, где были пять лет назад. И готовим заявки на предстоящий конкурентный отбор с вводом в 2028-м и 2029-2030 годы. В первую очередь, на конкурс пойдем с заявкой по Набережночелнинской ТЭЦ на 240 МВт – вы знаете, у нас в собственности давно есть комплект ПГУ, то есть с основным оборудованием вопрос решенный. Очень много придется закупать вспомогательного оборудования, но это не проблема.

Мы надеемся, что проект пойдет отбор. Думаю, за два – два с половиной года такую электростанцию в Набережных Челнах можно будет построить. Площадку под нее мы уже готовим. По газу останемся в нынешних лимитах потребления, потому что мы одновременно с запуском ПГУ планируем вывести устаревшие мощности примерно такой же мощности. То есть там проект направлен, в числе прочего, еще и на замещение.

«На Заинской ГРЭС нужно построить порядка 1 ГВт новой мощности»

А каким будет в итоге новый проект модернизации Заинской ГРЭС?

Мы считаем, что на этой станции нужно построить порядка 1 ГВт новой мощности. Потому что после 2030-го нам придется вывести хотя бы четыре «старых» энергоблока по 200 МВт каждый, они свой ресурс к тому времени совсем исчерпают. Может, вывести придется и пять энергоблоков, время покажет – но четыре точно. Отсюда и такой объем замещения.

Раньше примерно такой же объем планировалось заместить ПГУ с уникальной по единичной мощности газовой турбиной производства GE. Как сейчас придется поступить?

Иначе. Что касается оборудования, то этим вопросом мы очень плотно занимаемся – ищем газовые турбины большой мощности везде, где только можно. Такое оборудование есть и в дружественных России странах – в Индии, Иране, Китае. Мы там везде побывали не по одному разу, все изучили, пощупали, так сказать, руками. Так что, я уверен, генерирующее оборудование мы найдем. Конечно, это будут турбины не H-класса, как ранее планировалось. Но и E-класс, и F-класс нам и сейчас доступен.

Что еще важнее, в России появляются и отечественные турбины – этим интенсивно занимаются и «Силовые машины», и «Ростех». С ними мы тоже в постоянном контакте. Я уверен, что свои газовые турбины большой мощности в России появятся, как минимум потому, что проблема в этом сегменте осознана, и на ее решение обращено очень большое внимание. Все умы промышленности сейчас работают над импортозамещением в этой сфере. Потому что раньше мы все могли купить за границей, весь мир с нами работал, но теперь страны, где такие турбины давно научились делать, стали нам не дружественными, возможности закрылись. Так что вопрос отечественных турбин – это вопрос стратегический, вопрос энергобезопасности. И он поставлен максимально жестко. Ответ на него точно будет найден.

1 ГВт новой мощности, с учетом единичной мощности доступных на рынке турбин – это ж сколько вам надо будет на Заинской ГРЭС построить энергоблоков?

Все будет зависеть от того, на каком оборудовании мы в итоге остановим выбор. Дальше будем смотреть, как это все можно будет скомпоновать. Можно же делать блок-станции – одна паровая турбина на две газовых. Много есть вариантов. Пока у нас нет четкого проекта, все в работе. И я все наши наработки вам сейчас не расскажу, потому что это же будет конкурентный отбор. Но в общих чертах схему я обозначил.

«Отопительный сезон в Нижнекамске пришлось запускать в авральном режиме»

В этом году «Татэнерго» взвалило на свои плечи теплоснабжение в Нижнекамске. Что там уже удалось сделать?

Да, для «Татэнерго» это новый вызов, и это еще мягко сказано. С 1 октября мы окончательно приняли на свой баланс распределительные тепловые сети и 95 ЦТП в Нижнекамске. До этого момента, конечно, мы не представляли, в каком состоянии находится все это хозяйство. Мы же отвечали всегда в этом городе только за часть магистральных сетей, которые идут в город от двух ТЭЦ.

Этот отопительный сезон в Нижнекамске пришлось запускать в авральном режиме. Но мы успели заменить порядка 20 км трубопроводов. Пока погода позволяла, раскапывали везде, где можно, и все меняли. Другого выхода не было, очень много «вылезало» свищей. Состояние сетей плачевное, износ – более 80%. Система ЦТП тоже работает чрезвычайно не эффективно.

От таких пунктов, как вы знаете, мы давно уже отказались в других городах присутствия, везде потребители переведены на ИТП. В Казани, например, когда-то было около 150 ЦТП, а ведь город на порядок больше Нижнекамска. Что такое ЦТП? Это единый пункт примерно на 9 жилых домов (иногда меньше, иногда больше). От ТЭЦ до ЦТП приходит теплоноситель – и по тому тепловому графику, по которому он отпущен, и рассчитывается плата с потребителей.

Это очень не выгодная история – ИТП в этом плане более гибкие, там погодное регулирование, каждый дом может сам выбирать режим. И учет теплопотребления на этом уровне идет. Думаю, со временем вопрос перевода домов в Нижнекамске на ИТП точно встанет, но это очень дорогостоящая история… Ряд домов в Нижнекамске в экспериментальном режиме мы планируем перевести на ИТП, чтобы люди смогли сравнить. Что, может, тариф и вырастет, но объемы-то потребления можно будет снизить! Ведь плата за тепло складывается из тарифа, умноженного на объем потребления. А люди обычно смотрят только на первую цифру. Но когда платежки получают – всем все и сразу становится понятно.

В рамках подготовки к зиме успели отремонтировать 18 ЦТП – самых, скажем так, убитых, в которых текло со всех теплообменников. Там, кстати, стоят кожухотрубчатые теплообменники – таких раритетов нигде уже нет, пластинчатые везде, уже несколько десятилетий. В общем, что успели сделать, то успели.

И во сколько это все вам обошлось?

В общем сложности – более 1,1 млрд рублей. Но, как вы знаете, 650 млн рублей из этой суммы составил целевой взнос «на Нижнекамск» от основного акционера «Татэнерго» (компании «Связьинвестнефтехим», котрая принадлежит республике – прим. Т-и). Однако и собственных средств тоже пришлось вложить немало. Эта зима будет сложной. Мы сформировали в городе оперативную аварийную бригаду. Постоянно пополняем запас материалов, тем более что там приходится работать с колес – очень часто происходят инциденты, аварии.

Интересно, что в этом году к нам на подмогу пришли подрядчики. На аварийные работы обычно подрядные организации не приходят. Они летом приходят, в межотопительный период, когда для проведения ремонтов мы создаем им комфортные условия – тепло уже отключено, в каналах ничего не парит, не течет. И тогда компании спокойно все раскапывают и меняют. А тут им впервые приходится работать в режиме текущей эксплуатации – когда все парит, когда ничего остановить нельзя. Но по-другому сейчас в Нижнекамске нам не справится. Был момент, когда там в одно время работало около 40 сварщиков. Мы со всех наших филиалов сняли персонал – вот так 20 км и переложили.

«Около 700 км сетей – такое хозяйство по мановению волшебной палочки не поправить»

Насколько тарифный источник в Нижнекамске покрывает те расходы, что требуются для поддержания системы в более-менее сносном состоянии?

Мы работаем в рамках тех тарифов, которые были установлены для предыдущего оператора. Но, знаете, тарифы на тепло нигде не покрывают все потребности. В Нижнекамске – тем более. Я уже неоднократно говорил, что «Татэнерго» прибыль на тепле никогда не получало. По итогам этого года мы ожидаем убыток от этого вида деятельности в районе 500-600 млн рублей. Вся наша прибыль – на ОРЭМ, там мы бьемся с конкурентами на РСВ, на балансирующем рынке, и там мы зарабатываем деньги. Убытки в тепле связаны с большим износом инфраструктуры теплоснабжения. А где большой износ, там и большие потери. Никаким тарифом, как его не повышай, ничего с этим поделать не получится.

Вы уже подсчитали, во сколько обойдется модернизация теплоснабжения Нижнекамска?

Порядка 6 млрд рублей на два предстоящих года. Мы еще сами не знаем до конца, в каком состоянии в реальности находятся все эти распредсети. Они же под землей в основном проложены, а гидравлические испытания мы сможем провести только весной.

Но чудес не будет. Около 700 км сетей – такое хозяйство по мановению волшебной палочки не поправить. Вот мы в этом году миллиард вложили – и всего 20 км только заменили. Тарифный источник такие инвестиции не обеспечит. В лучшем случае – поможет расходы на текущее содержание покрыть, и то вряд ли. Огромные потребности в финансировании – надеяться только на тариф нет смысла.

А на что тогда надо надеятся? Тема с альтернативной котельной как-то снова ушла с повестки…

Мы предлагаем эту модель для Нижнекамска. «Алькотельная» – это же только методика для расчета тарифа. Но и эта модель – не панацея, тем более что инвестпроекты, которые реализуются в ценовых зонах теплоснабжения, сильно зависят от размера ключевой ставки ЦБ. А вы и сами видите, куда она сейчас улетела.

Мы рассчитываем и на новую республиканскую программу, анонсированную Раисом Татарстана. И на федеральную программу модернизации коммунальной инфраструктуры. Тем более что средства нужны не только на Нижнекамск, но и на другие наши города присутствия.

Возможно, схему теплоснабжения Нижнекамска нужно будет радикально менять. Проблема с магистральными сетями нам тоже очевидна – очень большой перепад высот между источниками тепла и городом, примерно 105 метров! То есть мы качаем теплоноситель до городских потребителей, но нужно же и обратно его потом откачать, а для этого нужны мощные насосы. Это затратная история. Возможно, мы придем там к варианту перераспределения тепловых нагрузок с ТЭЦ на новые крупные районные котельные. В Казани у нас три таких источника, по 400 Гкал каждый. Может, и в Нижнекамске к такому варианту придем, чтобы зимой не гонять туда-сюда такие объемы теплоносителя.

«Все очень сильно дорожает, особенно металл»

В целом в этом году сколько «Татэнерго» потратило на подготовку своих городов к зиме? И какого процента перекладки теплосетей удалось достигнуть, учитывая, что нормативом считается 4%?

Примерно 2,4%, это, конечно, мало. Но мы переложили суммарно 70 км теплотрасс. В деньгах затраты превысили 7 млрд рублей (в том числе по теплосетям – 4,8 млрд), и это с учетом Нижнекамска, где все еще продолжается. На фоне удорожания материалов, работ, оборудования – физические объемы перекладок и замен трубопроводов мы удержали примерно на уровне предыдущего подготовительного сезона.

Все очень сильно дорожает, особенно металл – и не только трубы, но и запорная арматура, и скользящие опоры. Обострилась и проблема с кадрами. Трудно было этим летом найти сварщиков, например. Открытых вакансий, особенно рабочего персонала, у нас все еще много.

У меня под окном все лето перекладывали теплотрассу, длиной всего 700 метров. А если объемы перекладок вдруг вырастут кратно – справитесь?

Если бы у нас сейчас были деньги на то, чтобы переложить не 700 метров, а 3 км и больше, мы бы переложили этот участок в те же сроки. Подрядчик бы просто пригнал больше техники и больше работников там собрал. Межотопительный сезон же не раздвинуть, за лето мы должны успевать все по максимуму сделать. И, кстати, подрядчикам, наоборот, интереснее было бы осваивать большие объемы. Когда какую-то улицу можно полностью вскрыть, спокойно там все переложить, а не двигаться короткими участками.

Другое дело, что в плотной городской застройке всегда будут возникать вопросы с перекрытием дорог, с обеспечением безопасности людей, которые рядом ходят, чтобы никто не упал никуда и т.п. Поэтому всегда придется быть гибкими в этих вопросах. Но, я думаю, все сегодня понимают, что лучше потерпеть временные неудобства, зато спокойно встретить зиму.

Последний вопрос. Нужна ли Казани ТЭЦ-4?

Я уже говорил, что любая ТЭЦ всегда строиться в связке с крупным предприятием. Если такой промышленный потребитель в Казани не появится – новой ТЭЦ не будет тоже. Под жилье, которое летом ничего не потребляет, ТЭЦ не строят. Тепловые потребности коммунально-бытовых потребителей спокойно можно закрыть за счет районной котельной. А электроэнергию можно получить и от станции, расположенной в сотне и тысяче километров. В конце концов, все три казанские ТЭЦ можно будет еще раз модернизировать, достроить, и вопрос закрыть.