Востребованность собственной генерации электроэнергии обычно растет в период экономических кризисов, когда промышленники ищут способы сократить расходы. Это либо приводит к строительству систем энергоснабжения, либо мотивирует прибегать к решениям, исключающим капитальные затраты. Коммерческий директор Аггреко Евразия Михаил Гольдберг рассказал о том, какие предложения существуют для сектора промышленного производства и как предприятиям адаптироваться к сегодняшним трудностям.
— На главной стратегической сессии «Иннопром-2021» будет поднята тема гибкого производства. На какие вызовы, по вашему мнению, приходится сейчас отвечать предприятиям в России, и к каким обстоятельствам нужно приспособиться?
— Я вижу главный вызов в способности быстро адаптироваться к изменениям, расставлять приоритеты. Говоря о приоритетах, я имею в виду в первую очередь прагматичный подход к затратам. К тому же, каждое предприятие стремится максимизировать прибыль от профильной деятельности и вкладывать туда основные средства. Например, компания производит, трубы, арматуру, полистирол, добывает полезные ископаемые или ведет переработку сырья. В этом она разбирается, а для остального приглашают внешних экспертов, которые могут создать инновационный продукт и сделать это надежно, «под ключ».
Аутсорсинг и шеринговая экономика — устойчивая мировая практика, и российский бизнес тоже идет этим путем. Примером непрофильной деятельности, которую рациональнее отдать на аутсорс, могут служить задачи, связанные с IT, аналитикой, поиском квалифицированных кадров... Ведь не каждое предприятие способно своими ресурсами работать с machine learning или big data.
Я лучше всего знаю ситуацию в деле энергоснабжения предприятий, так как это наша специализация, поэтому в качестве примера приведу строительство собственного энергокомплекса. Это серьезный шаг и в плане финансов, и в плане организации процесса. Но ведь профильный продукт для предприятия — не электроэнергия. Получается, бизнес вкладывает ресурсы в непрофильную деятельность? Поэтому аутсорс проектов по генерации энергии вызывает все больший интерес промышленников, особенно с учетом того, что на рынке существуют адаптивные и экономически целесообразные предложения.
— Но в связи с электроэнергией есть еще одна проблема, о которой много говорят в профессиональном сообществе, — ее высокая стоимость. По прогнозу «Совета рынка», в европейской части России и на Урале цены на электричество для промышленных потребителей в 2021–2022 годах вырастут на 6%.
— Да, в прошлом году цена на генерирующую мощность выросла почти вдвое, в основном за счёт нерыночных надбавок: они составляют до двух третей платежа. Прирост конечной цены на электроэнергию для промпредприятий и так в два раза превышает годовой уровень инфляции, и есть все основания полагать, что это не предел. В таких условиях на российском рынке постепенно укрепляется распределенная энергетика: потребители сами строят себе энергокомплексы. В Сообществе потребителей энергии подсчитали, что среднегодовой прирост мощности электростанций розничного рынка и промпредприятий за последние годы составляет примерно 4,5%.
— Если строить собственный энергокомплекс — выгодное решение, почему промышленники прибегают к таким предложениям, как ваше? Чем ваш подход интересен?
— Дело в том, что при всех преимуществах собственный энергокомплекс на предприятии очень дорого стоит: постоянные затраты на эксплуатацию и зарплату специалистов, которые обслуживают генераторы. К тому же, есть много неочевидных расходов: приобретение и хранение запчастей, логистика… Причем объем этих затрат мало зависит от мощности объекта. Наконец, процесс согласования необходимых документов всегда проходит очень долго и запутанно. Если предприятие не готово к рискам, связанным с новой деятельностью, масштабным инвестициям, или руководство посчитало, что они будут нерентабельны, временные решения становятся адекватным выходом.
Суть нашей бизнес-модели — разработать с учетом производственных задач заказчика комплексную систему энергоснабжения без капитальных затрат. Аггреко обладает экспертизой реализации проектов «под ключ»: от проектирования, согласования и строительства до эксплуатации и обслуживания оборудования.
Заказчик же получает бесперебойное энергоснабжение с зафиксированной скидкой по отношению к стоимости электроэнергии на ОРЭМ. Мы проектируем и возводим энергокомплексы и берем на себя всю работу над проектом, не привлекая финансирования со стороны заказчика. Как правило, это решение в первую очередь подходит предприятиям с достаточно большим объемом потребления — от 10–20 МВт. Однако в зависимости от условий предложение может быть выгодно и при меньшем объеме.
— Каким образом в тех условиях, о которых вы говорите, меняется предложение для сектора промышленного производства? Какие нюансы приходится учитывать?
— Основные критерии, которые мы учитываем, прогнозируя размер скидки: наличие дешевого топлива — природного или попутного нефтяного газов (ПНГ), размер площадки для размещения будущего энергоцентра, объем потребления — чем он больше, тем выгоднее потребителю схема, и, конечно, наличие соответствующей инфраструктуры по приему энергии. Такая схема сотрудничества — настоящий финансовый инструмент. Стоит сказать, что лучше всего этот инструмент работает при долгосрочном контракте, например, на 10–15 лет.
Сузунское месторождение
Сузунское месторождение
Главные предпосылки к строительству своих энергокомплексов — тарифные нюансы, рыночные надбавки, перекрестное субсидирование. Как я уже сказал, цены на электричество для промпотребителя растут. А наши решения позволяют если не снять это бремя, то снизить его вес.
— Хочется обсудить примеры реализации проектов, основанных на ваших разработках. Например, в СМИ писали о работе с ТМК.
— Верно, энергоцентры на природном газе с системой утилизации тепла для предприятий ТМК — один из наших последних проектов. В конце весны мы ввели в эксплуатацию автономные тепловые электростанции, работающие на природном газе, для Первоуральского новотрубного и Челябинского трубопрокатного заводов (ПНТЗ и ЧТПЗ соответственно).
Могу выделить две главных мишени проекта. Первая — затраты. Эффект для ТМК от реализации проекта — от 280 млн руб. экономии ежегодно. Помимо этого, наличие собственных ТЭС обеспечивает цеха энергией с устойчивыми параметрами.
Для ПНТЗ мы поставили автономную электростанцию в 14,3 МВт. На предприятии также заработала пиковая котельная на 16,8 МВт, которая предназначена для повышения температуры в сетях предприятия в случае экстремальных морозов. В итоге наши источники обеспечивают по 20% электро- и теплоэнергии. Что касается ЧТПЗ, мы ввели две ТЭС на 13,44 МВт и 4,48 МВт, модули генерируют для завода половину электроэнергии и 40% тепла.
Вторая мишень — вредные выбросы. Станции оснащены системами каталитической очистки выхлопных газов. Они также оборудованы системой утилизации попутного тепла: котлы собирают и направляют в сеть предприятия выделяемую при работе оборудования тепловую энергию. Тепло идет по внутреннему контуру в цеха и административно-бытовые помещения. Применение «зеленых» технологий и высокая автоматизация снижает воздействие ТЭС на окружающую среду: отработанные газы на 95% очищены от оксидов азота и на 90% — от оксидов углерода.
— Говоря о пользе аутсорса, вы сказали о добывающих компаниях. Почему нефтяникам и газовикам интересны предложения, о которых вы говорите?
— Добывающим компаниям наши решения интересны тем, что позволяют выполнять производственные программы эффективно и в срок, независимо от наличия энергосетевой инфраструктуры.
Челябинский трубопрокатный завод
Челябинский трубопрокатный завод
Яркий кейс — энергоснабжение Сузунского месторождения ООО «РН-Ванкор», где мы обеспечиваем генерацию мощностью до 38 МВт. По долгосрочному контракту мы организуем все процессы: обеспечиваем функционирование комплекса, модернизируем ЗРУ, обучаем персонал, готовим резерв генераторов, проводим капремонт. На месторождении уже работают 45 ГПУ, мы ставим еще четыре дополнительных — установленная мощность энергоцентра увеличится до 58 МВА.
Еще один пример — работа с «Газпромнефть-Хантос». Мы запустили на Южно-Приобском месторождении энергокомплекс на 24 МВт, который сэкономит предприятию 20% нынешнего сетевого тарифа на электроэнергию. В качестве топлива мы используем ПНГ, который приобретаем у заказчика. Общая потребность месторождения в электроэнергии составляет 120 МВт, из них на собственной газотурбинной станции вырабатывается 96 МВт. Раньше «Газпромнефть-Хантос» закупал остальное из сети.
— Южно-Приобское и Сузунское месторождения находятся в Сибири, заводы ТМК работают на Урале. Можно ли сказать, что там сосредоточены локации большинства ваших клиентов?
— Вы правы, наши основные российские заказчики — промышленные предприятия Урала и добывающие компании, разрабатывающие месторождения в Западной и Восточной Сибири. Поэтому в 2014 году мы построили в Тюмени производственную площадку, где мы оперативно обслуживаем оборудование и проводим нагрузочное тестирование. На территории — теплые производственные цеха, мастерские полного ремонта и техобслуживания, склад, региональный операционный центр, учебные помещения. Расположение сервисного центра как раз связано с географией предприятий, заинтересованных в наших решениях.
— Ваши заказчики предъявляют специфические требования к энергоснабжению. Каковы особенности вашего оборудования?
— Энергокомплексы Аггреко проектируются с учетом быстрого подключения и гибкого подхода к мобилизации мощностей. Формат — оборудование в контейнерном исполнении — позволяет собирать энергокомплекс в разнообразных конфигурациях. То есть в зависимости от темпов производства и потребности в энергии заказчик всегда может нарастить или снизить мощность комплекса. Например, уже упомянутые ТЭС на предприятиях ТМК дают такую возможность.
Первоуральский новотрубный завод
Первоуральский новотрубный завод
Оборудование Аггреко производится в Великобритании. Мощность нашего глобального парка составляет 9,4 ГВт только лишь генерирующего оборудования. Помимо дизельных и газовых генераторов, в нашем парке есть нагрузочные стенды, высоковольтные трансформаторы, оборудование температурного контроля, накопители энергии. Генераторы адаптированы к разным видам топлива: есть машины, работающие на газах с низким метановым числом, на дизеле, на мазуте.
— Не противоречит ли производство всех этих машин применению «зеленых» технологий, о которых вы говорили в связи с ТМК?
— Глобально мы двигаемся к тому, чтобы реже использовать дизель — это важная часть нашей стратегии до 2050 года, но необходима разумная альтернатива. Мы внимательно оцениваем варианты: дизельные двигатели с высоким КПД, биодизель, газовая генерация, гибридные технологии с использованием возобновляемых источников. Например, солнечные панели и накопители энергии.
Такие кейсы у нас есть на международном уровне. Например, оснащение рудников Granny Smith и Solares Norte АГЭУ различной конфигурации, включая СЭС. Это активы южноафриканской Gold Fields, четвертой по величине добычи золоторудной компании в мире, которая взяла на себя обязательства обеспечить 20% энергии с помощью ВИЭ. Можно упомянуть и наш энергоцентр на базе газопоршневых генераторов и суперконденсаторной установки на Средне-Назымском месторождении, освоением которого занимается компания РИТЭК, буровое подразделение ЛУКОЙЛа.
Заказчикам интересны долгосрочные комплексные проекты, где возможно раскрыть потенциал нашего оборудования и новых перспективных технологий. То, что будет повышать эффективность операционной деятельности. Поэтому мы такие проекты считаем приоритетными, разрабатываем «под ключ» и делаем на них стратегическую ставку.