Правкомиссия по вопросам развития электроэнергетики в августе одобрила состав работ по модернизации Приморской ГРЭС мощностью 1,5 ГВт для энергоснабжения Восточного полигона без утверждения CAPEX. Директор по развитию активов Сибирской генерирующей компании (СГК, входит в СУЭК) Игорь Сорокин рассказал “Ъ”, когда компания проведет ценовой аудит и успеет ли завершить модернизацию в срок.
Игорь Сорокин
Фото: Анатолий Жданов, Коммерсантъ
Игорь Сорокин
Фото: Анатолий Жданов, Коммерсантъ
— Почему вы не представили правкомиссии технологический и ценовой аудит (ТЦА) проекта модернизации Приморской ГРЭС?
— Все представим. Все шаги выполняются по порядку, согласно нормативно-правовой базе. Сначала был определен перечень проектов под модернизацию, куда включили в том числе Приморскую ГРЭС. На последнем заседании комиссия утвердила состав работ по каждому проекту. Только после этого правкомиссия будет утверждать под этот состав работ размер платы за мощность. Сейчас мы заканчиваем разработку проектной документации, чтобы пройти Главгосэкспертизу, параллельно сделаем ТЦА. Надеюсь, к концу этого года документы будут готовы, мы направим их в правкомиссию.
— Вам не кажется, что логика нарушена? Есть примеры, когда после ТЦА проекты оптимизировали и меняли.
— К составу работ замечаний нет. Объективно там вариантов не так много. Мы направляли в Минэнерго обоснование инвестиций. Независимая экспертная организация высказала положительное мнение относительно качества проекта. Мы уже больше полутора лет занимаемся анализом станции, определили потолок ее возможной загрузки. Если не инвестировать в станцию, то она может в текущем состоянии работать максимум на 4,5 тыс. часов использования установленной мощности. Перед нами ставят задачу обеспечить ее работу 6,5 тыс. часов. Мы также проанализировали все возможные технологические мероприятия для модернизации. Часть мероприятий мы оставили, часть убрали из-за высокой стоимости.
— В прошлом году в СГК заявляли, что уже вдвое увеличили оценочный CAPEX проекта, до 28 млрд руб. Насколько еще может вырасти цена?
— Конечно, цена изменится. Прошлые оценки мы делали еще на данных конца 2020 года. Текущие цены даже при сохранении объемов физических работ будут выше.
— Сроки ввода — конец 2024 года. Вы успеете?
— Физически сроки выполнимы. Но все зависит от того, сколько блоков одновременно выводить на модернизацию. Нам хотелось бы, конечно, делать побыстрее для улучшения эффективности проекта. Мы готовы одновременно модернизировать до четырех энергоблоков, но возможность вывода обусловлена балансовой ситуацией и обеспечением надежности работы Объединенной энергосистемы Востока. Пока «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы.— “Ъ”) согласовал нам вывод двух блоков в 2022 году, еще двух — в 2023-м. Думаю, с учетом объективной балансовой ситуации будет принято решение о расширении длительности работ до конца 2025 года.
— Почему вы не стали предлагать свой проект строительства станции для Бодайбо?
— Мы изучали и прорабатывали варианты. Нас не устроили параметры конкурса. В тех районах, где нужно было разместить проект, у нас не было варианта, который мог бы выиграть в отборе и при этом обеспечить приемлемую доходность.
— Генкомпании будут предлагать проводить дополнительную индексацию стоимости проектов модернизации?
— Такая дискуссия уже идет на уровне Минэнерго. Индексация по потребительской инфляции, которая была настроена в формуле программы, явно не отражает то, что произошло. По некоторым позициям нормативные цены, записанные в программе модернизации, изначально были недостаточны. В частности, по электрофильтрам и по угольным котлам. Уже в 2020 году предложения от поставщиков были выше нормативов. Предложения поставщиков оборудования для проектов за горизонтом 2024 года выше уже не на десятки процентов, а в полтора раза и больше. Если мы ничего не поменяем, часть участников скажет: «Все, мы в это не играем, тут все в одни ворота». Я думаю, потребителю это не нужно, поскольку снизит конкуренцию на отборе.
— Были ли у вас проблемы с поставкой импортного оборудования?
— Некоторые поставщики с иностранными корнями отказались поставлять нам электротехническое оборудование, в частности для текущих проектов Томь-Усинской ГРЭС и Красноярской ТЭЦ-1. Пришлось покупать российские аналоги. Честно скажу, я в меньшей степени беспокоюсь по поводу ушедших иностранных компаний, потому что им замена найдется. Недоумение вызывают сроки, которые нам сейчас дают отечественные производители основного оборудования.
— Они перегружены?
— Мне сложно говорить, в чем проблема.
— Чем завершилась дискуссия вокруг проекта строительства блока Красноярской ТЭЦ-3 за 23 млрд руб.?
— Утверждением проекта. Когда мы подавали заявку на первый отбор в 2019 году по квоте правительства, этот проект уже был включен в комплексный план снижения выбросов загрязняющих веществ в Красноярском крае. Затем правкомиссия поддержала нашу заявку. Было поручение правительства провести ТЦА. Существенных замечаний ни по технологическим решениям, ни по ценовым параметрам не было. Проект утвержден в первоначальном варианте, никаких изменений нет.
— Основной претензией были высокие затраты. Вы не согласны?
— По удельным затратам на 1 МВт проект дешевле нового блока АЭС в полтора раза. Если сравнивать с аналогичными угольными объектами, то и тут он получился дешевле. Для сравнения: цена наших затрат в заявке была на 24% ниже типовой стоимости мероприятий, рассчитанной по «калькулятору Ламайера», применяемому в первой программе ДПМ (договоры поставки мощности.— “Ъ”).
Конечно, модернизация дешевле, чем строительство нового блока. Но в Красноярске мы и модернизируем объекты тоже. И слышим иногда критику с двух сторон: модернизируем, говорят, что одни паровозы меняем на другие; строим новое — не надо, дорого. На самом деле в проекте есть и существенная реновация оборудования, и экономика, и экологический эффект. Вторым блоком Красноярской ТЭЦ-3 мы замещаем часть старой мощности Красноярской ТЭЦ-1, то есть это комплексный проект модернизации сразу двух станций. К тому же там есть задел: на площадке Красноярской ТЭЦ-3 по первой программе уже запущен один новый блок, много инфраструктуры построено. Квота правительства в 15% как раз была заложена на случаи, которые требовали отдельных решений.
— Квоту отменили. Какие у вас предложения по изменению правил программы модернизации?
— Было бы разумно вернуть правительственную квоту. В первом отборе была справедливая критика из-за непрозрачных критериев отбора в рамках квоты. Но вместо совершенствования системы квоту просто отменили. Сейчас есть предложения сделать специальный отбор для ТЭЦ. Но проблема не будет решена: несколько лет все равно будут выигрывать ТЭЦ с более крупными турбинами мощностью около 200 МВт. Часть проблемы можно было бы решить через специальную квоту для ПГУ на инновационных газовых турбинах. Мы также для Сибири рассматриваем инновационные теплофикационные сверхкритические угольные блоки на 200 МВт на давлении 240 атмосфер. Таких блоков сейчас в России нет.
— Вы предлагаете сделать специальный отбор для угольных блоков по аналогу отбора ПГУ?
— Да. Такая дискуссия уже начиналась в 2019 году, но ничем не завершилась.
— Весной 2021 года остановилась выработка с Барнаульской ТЭЦ-2 на 75 МВт. Что произошло?
— Частично обрушилась дымовая труба №2. Она была построена еще в составе первых очередей Барнаульской ТЭЦ-2 в 1950-х годах. Никто не пострадал. На потребителях это не отразилось, так как мы подняли другие резервные мощности по электричеству и по теплу.
— На станции есть ДПМ-блоки. Вы их не выключали?
— Нет, они работают. По программе ДПМ мы проводили модернизацию, а не строили новые мощности. Мы заменили две турбины, два генератора, два блочных трансформатора, модернизировали три котла в старом корпусе. То оборудование, которое мы ввели по ДПМ, исправно работало и продолжает работать. Мы переключили за лето котлы на соседнюю дымовую трубу №1. Обрушенную трубу мы не восстанавливали. На станции есть еще три турбины и несколько котлов, которые мы еще не модернизировали. Мы готовили их к подаче на отбор в рамках правительственной квоты.
— Будете ли подавать их на общий конкурс?
— Нет смысла. Общий конкурс Барнаульскую ТЭЦ-2 не спасет. Там требуется реконструкция или строительство нового корпуса. Как раз под такие случаи и нужна была квота правкомиссии. Если же мы заявим отдельные турбины Барнаульской ТЭЦ-2 в программу модернизации, то еще на 25 лет подпишемся под то, что и корпус будет стоять. Но он явно не в том состоянии. Поэтому мы однозначно выступаем за особое внимание и отношение к таким сложным и одновременно стратегически важным объектам.
— А вы можете закрыть ДПМ-блоки?
— Через 25 лет после ввода ДПМ мы имеем право выводить мощность. Где-то в 2038 году можем ее вывести.
— Какой средний КИУМ у ваших ДПМ-блоков?
— За восемь месяцев текущего года КИУМ — 48%.
— Но этот год удачный — в Сибири мало воды.
— Да, год маловодный. Но показатель в 48% все равно очень высокий с учетом летних ремонтов и снижения загрузки ТЭЦ в летние месяцы. Потребители критикуют нас за низкий КИУМ по построенной мощности. Да, на одном блоке показатель может быть низкий, но на другом — высокий. Все зависит от переменных затрат разных мощностей: на рынке на сутки вперед нужны не только базовые мощности, а полупиковые и пиковые тоже.
— Почему, например, ваша газовая ГТЭС «Новокузнецкая» имеет КИУМ менее 1%?
— По этой станции особая ситуация. Она изначально планировалась как пиковая станция, которая в определенных режимных ситуациях быстро должна поднять нагрузку и обеспечивать потребление в Южном Кузбассе. Именно поэтому она была сделана как ГТУ простого цикла с максимально быстрым подъемом нагрузки. Спрос на нее есть: в 2022 году две газовые турбины запускались 176 раз из холодного состояния, то есть 11 раз в месяц. Мы можем пустить их в базовую нагрузку, но это экономически нецелесообразно: у них высокая топливная составляющая. В Сибири газ дороже, чем уголь.
— Чьи турбины стоят на станции?
— ГТЭ-160 производства «Сименс технологии газовых турбин». Локализованная турбина Siemens.
— Есть ли проблемы с обслуживанием турбин?
— Пока ресурс есть, все нормально, проходим техобслуживание. Ближе к капитальному ремонту будет понятно.
— Запуск программы модернизации на замену ДПМ был правильным решением для рынка?
— Это наш путь: по сути, через долгосрочный тариф, через регулирование. Потому что мы не можем обновлять энергетику через прибыль с рынка, ее просто нет в необходимых объемах. Для строительства новых мощностей цена электроэнергии для генератора должна быть в разы больше, чем сейчас у нас. Например, в ЕС на текущий момент электроэнергия в десять раз дороже, поэтому строительство генерации начинает очень весело окупаться. Хоть ГЭС, хоть АЭС, хоть ветряки. У нас такого нет, поэтому для нас единственный вариант — какое-то более ручное управление. Сначала был придуман ДПМ, а теперь программа модернизации. С одной стороны, надо развивать отрасль и модернизировать оборудование. С другой стороны, нельзя это делать слишком активно, чтобы не перегрузить потребителей платежами. Есть конечный тариф для потребителя, который нельзя повышать сверх инфляции. Такое сохранение статус-кво. В этом есть логика, понятная для всех: сохранение баланса между потребителями и производителями.