Глава «Татэнерго» Раузил Хазиев – о турбинах, будущем Заинской ГРЭС и покупке ТГК-16

«Желание тут мало что значит»

Раузил Магсумянович, не могу не начать беседу с вопроса о ТГК-16. Новый собственник этой энергокомпании – СИБУР – планирует ее продать. «Татэнерго» случайно не собирается ее приобрести?

Вы хотите спросить – будем ли мы возвращать то, что когда-то сами продали? (в 2010 году «Татэнерго» продало Казанскую ТЭЦ-3 и Нижнекамскую ТЭЦ-1 холдингу ТАИФ, впоследствии на базе этих активов была создана компания ТГК-16 – прим. Т-и).

Ну, можно и так вопрос, конечно, поставить…

Как вы думаете, почему СИБУР решил выйти из этого бизнеса? Главная причина – прямо внутри комбинатов, «Нижнекамскнефтехима» и «Казаньоргсинтеза», компания построила собственные генерирующие источники на базе парогазовых установок – блок-станции, или ПГУ-ТЭЦ. На этом основании они, видимо, и решили уйти с ОРЭМ (оптового рынка электроэнергии и мощности – прим. Т-и), потому что работа на нем, мягко говоря, другая деятельность. Тем более, что за последние годы на оптовый рынок «навесили» очень много затрат – от развития возобновляемых источников электроэнергии и мусоросжигательных заводов до поддержки Дальнего Востока и других неценовых зон. И это, конечно, сильно перегружает потребителей.

У комбинатов СИБУРа в Татарстане очень большое потребление энергии в виде, собственно, самой электрической энергии, а также промышленного пара. Для того, чтобы закрыть первый вопрос, холдингу будет выгоднее использовать собственные ПГУ-ТЭЦ, тем более, что генерирующие установки на них будут работать еще и на отработанных газах с основного производства. Законодательство это позволяет. А большие электростанции, которые находятся за периметром производственных территорий, в этой логике становятся просто не нужными.

Переход на собственные источники, впрочем, порождает другие проблемы, связанные с эксплуатацией электрических сетей. Поэтому мы не поддерживаем такие решения крупной промышленности, так как затраты лягут на других потребителей. Но это другая тема.

А вот что касается второго ресурса, то я уверен, что сейчас СИБУР будет искать, кто сможет им стабильно поставлять пар. Важно и то, что выработка пара никак не регулируется (в отличие от тепловой энергии в горячей воде), это в любом случае коммерческая история, в любом случае надо будет договариваться. То есть новый собственник ТГК-16 будет для СИБУРа партнером и по стабильным поставкам пара, и по поставкам электроэнергии. Тем более, что любое оборудование может дать отказы, поэтому новые ПГУ-ТЭЦ на комбинатах будут связаны с внешней сетью. Для промышленных потребителей главное – это очень большая надежность. Поэтому, кто бы ни купил ТГК-16, он останется партнером СИБУРа.

И таким партнером может стать «Татэнерго»?

Я не могу сказать сегодня, что мы готовы купить. Эксплуатировать смогли бы, исторически эти ТЭЦ и так входили в контур нашей компании. И там профессиональные коллективы работают. Но мы не готовы сегодня купить эти составы оборудования, нет таких возможностей.

Но желание есть?

Да, но здесь желание мало что значит. И переговоров об этом не ведем. Мы с такой инициативой на СИБУР точно не выходили. И, если честно, нам сегодня не до этого. Мы занимаемся модернизацией своих электростанций и в другие активы не лезем, не мечтаем и не собираемся. Но время покажет. Еще раз – кто бы ни стал новым собственником ТГК-16, это будут, во-первых, профессиональные энергетики. Во-вторых, они станут партнерами СИБУРа, потому что эти ТЭЦ в любом случае будут работать на нужды комбинатов.

«В каких-то отраслях снизились объемы производства»

Хорошо, давайте перейдем к другой теме. Так как интервью выходит в конце года, традиционный в таком случае вопрос – про итоги. Декабрь, конечно, еще не закончился, но у вас наверняка есть понимание, с какими результатами – производственными, прежде всего, – «Татэнерго» завершит этот год?

Мы как работали и до ковида, и при ковиде или в этой нестабильной, с большими неожиданностями, ситуации, какая сложилась в текущем году, так и работаем. Потому что всем понятно: могут встать конвейеры, закрыться бизнесы и заморозиться инвестпроекты, но поставки электроэнергии, тепла, воды – то есть, удовлетворение базовых потребностей для населения в первую очередь, не остановится никогда. Мы, энергетики, просто не имеем права допустить такую остановку.

В 2022 году «Татэнерго» сработало стабильно. Выработка электроэнергии составит порядка 13,5 млрд кВт*часов, с учетом декабря. Это на 6-8% меньше, чем было по итогам прошлого года. По теплу тоже будет сокращение, порядка 4%, в целом объемы составят 9,7 млн Гкал.

На выработку тепла, главным образом, на 80-90% влияет температурный фактор, а также, и этот фактор тоже уже ощутимый, – рост энергоэффективности. Потребители ставят не только хорошие окна, но и погодные регуляторы на индивидуальных тепловых пунктах, которые реагируют на погоду и автоматически снижают или наращивают потребление. То есть сами потребители задают тот режим, который им нужен. Это нормально, мы это приветствуем, хотя многим и кажется со стороны, что нам как производителям такое не должно быть интересно, нам же нужно как можно больше продавать.

Но сегодня на теплоснабжении, с учетом тарифной политики, проводимой госрегулятором, «Татэнерго» практически ни копейки прибыли не зарабатывает. Тепло – это социальный продукт, который мы производим. Никакого рынка в теплоснабжении нет, ведь у потребителя нет альтернативы, а есть только две трубы – подача и обратка. И он вынужден брать тепло. Я уже больше 10 лет в «Татэнерго» работаю, и мы прибыль в тепле не получили ни разу. Наша цель – хотя бы не сработать в убыток, по нулям все свести – уже хорошо будет. 

По теплу понятно, а с чем связано снижение выработки электрической энергии?

Вам наверняка знаком тезис – потребление электроэнергии является важнейшим индикатором состояния экономики. По нему можно отслеживать, как чувствуют себя наши потребители. Вероятно, в каких-то отраслях действительно снизились объемы производства. Мы же не задаем сами себе, в каком режиме ТЭЦ должны вырабатывать электрическую энергию, это задает потребитель. То есть обычный человек, который, условно, включает у себя дома утюг в розетку. Но, конечно, самое большое потребление электроэнергии обеспечивает промышленность. Так сложилось, что потребителей промышленного пара у «Татэнерго» очень мало, в отличие от других энергокомпаний, в том числе и от ТГК-16.

Как сильно все это влияет на нашу экономику? Не сильно, 6-8-процентные колебания были и будут. И во время ковида было снижение выработки. Самое главное для нас в этой ситуации – обеспечивать эффективность работы электростанций. Ведь, когда сокращается потребление, мы должны сокращать свои расходы на выработку электроэнергии. Программа модернизации генерирующих объектов «Татэнерго» направлена именно на решение этой задачи.

 У «Татэнерго» и так вроде бы неплохие на среднероссийском уровне показатели удельных расходов на выработку электроэнергии (УРУТ)?

Нет, мы недовольны нашими удельными расходами. В среднем по «Татэнерго» этот показатель выходит за 300 грамм на кВт*час. Это много. При этом парогазовые установки на Казанских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, которые мы построили в 2014 и 2018 годах, работают с УРУТ около 200 граммов на кВт*час. Вот это уже очень хороший показатель. Но с учетом паросиловых блоков на двух казанских ТЭЦ, на Заинской ГРЭС и на Набережночелнинской ТЭЦ в среднем по компании «удельник» выходит не очень хороший. В Челнах в летнее время, когда станция переходит из теплофикационного в конденсационный режим, поскольку тепло никому не нужно, УРУТ и до 400 граммов на кВт*час доходит, в Заинске этот показатель в среднем держится стабильно на уровне 365 граммов на кВт*час.

Так что цель всех проектов модернизации – снижать удельные расходы. Это, в свою очередь, помогает нам сокращать потребление природного газа. А сжигаем меньше топлива – дешевле получаем электроэнергию. Если мы не будем в эту сторону двигаться – нас просто выдавят с ОРЭМ другие генкомпании. И та же Заинская ГРЭС будет стоять без работы. Оптовый рынок – очень жесткий, каждый день мы бьемся там за каждую копейку, за каждый киловатт. Конкурировать с крупнейшими игроками вроде «Интер РАО», «РусГидро» или «Росэнергоатомом» такой региональной энергокомпании, как наша, очень непросто. Нам зарабатывать свой «хлеб» намного сложнее, и у нас выхода нет – или мы останемся на рынке, или нас вообще не будет. Поэтому – еще раз – мы нацелены свои станции с высокими УРУТ полностью модернизировать.

Прежде чем об этом поговорить, хочу спросить про долги потребителей. Растут или сокращаются?

Что касается долгов – задолженность потребителей по электрической энергии у «Татэнерго» сейчас составляет порядка 600 млн рублей, по тепловой – 300-350 млн рублей. То есть, по факту, наши потребители нам не додали около миллиарда рублей. Хотя в последние годы идет небольшое сокращение этой задолженности, в этом году ожидаем еще на 10-12%. То, что выработали, мы продаем полностью. Речь про просроченную задолженность, накопленную за прошлые годы.

А эти долги в принципе вернуть еще можно?

Есть долги, которые очень сложно вернуть. Некоторые предприятия давно обанкротились, в частности, энергосбыты. Но мы любыми путями стараемся найти и вернуть каждую копейку. Действуем через суды, подаем информацию в соответствующие органы, для нас любая сумма – это деньги.

-- В этом году вы фиксируете снижение выработки, а на следующий какие прогнозы?

Мы не ожидаем резкого сокращение потребления, чтобы вот на 30%, допустим, оно упало. Думаю, все будет на уровне текущего года, в пределах и не более 10%. И это не голый оптимизм. Мы же видим своих потребителей, мы с ними каждый день работаем, общаемся. Посмотрите, крупные производства, тот же КАМАЗ, не сокращают ничего, нефтехимия, авиапром – у них тоже заказов сегодня достаточно. Население тоже вряд ли сократит потребление. Поэтому в отрасли не стоит ожидать резких пертурбаций.

«Сервисные контракты исполняются четко и в положенные сроки»

Санкции породили риски для парогазовых установок (ПГУ), которых у «Татэнерго» несколько, и они для вас очень важны. Не кажется ли вам, что стратегия на строительство ПГУ на иностранных газовых турбинах, на которую Татарстан столько лет делал ставку, сейчас выглядит, мягко говоря, ошибочной?

Нет, не кажется. Более того, уверен, нам в «Татэнерго» надо было заниматься этим намного быстрее. Мы недовольны, что так долго внедряем ПГУ. Мы должны были и в Заинске, и в Челнах такие установки построить намного раньше, чтобы более устойчиво чувствовать себя на ОРЭМ. А наша любовь к американским турбинам в этом плане объясняется еще проще. Во-первых, высочайшая эффективность в плане УРУТ, во-вторых, высочайшая надежность. В России таких газовых турбин просто не производят. Да и не только в России, турбины такого уровня, H class, как его называют, делают только три страны в мире – США, Германия и Япония. И больше никто!

Отечественное энергетическое машиностроение исторически было заточено на оборудование для паросиловых установок. Умеют у нас делать и газовые турбины, но только небольшой мощности. Такие и на КМПО производят, но на ТЭЦ «Татэнерго» их не получится использовать. «Силовые машины» и ОДК пытаются создать газовые турбины большой мощности. Но делать это надо было уже давно.

С этим не поспоришь. Но все ваши действующие ПГУ построены на турбинах General Electric, которая из-за санкций ушла из России. Столкнулось ли уже «Татэнерго» с проблемами в сервисном обслуживании?

Нет, в этом году никаких проблем мы не почувствовали. Все исправно работает, все плановые проверки идут по графику. Производитель не отказывается от своих обязательств, сервисные контракты исполняются четко и в положенные сроки. Многие иностранные компании, которые ушли из России, оставили тут свои структуры по обслуживанию. Для сравнения – вот «Макдональдс» тоже ушел, но в российском подразделении ведь не американцы работали, а наши же ребята, молодежь в основном. И продукты все были отечественные.

Понятно, что в энергетике все сложнее, это не булку с котлетой скрестить. В то же время по запасным частям есть производители и в Китае, и в Индии – то есть все можно найти, при желании, в дружественных странах. Именно по «горячему тракту» и лопаткам, производство которых в России еще только осваивают. Вот Иран мы посещали в этом году, и там большую линейку энергетического оборудования делают сегодня.

И оно хорошее?

Они производят все на достаточно хорошем уровне. Понимаете, как я уже сказал, в России просто не занимались газовыми турбинами. А Иран – занимался. И там вышли на F class, то есть вплотную подошли к высшему уровню. Я не просто это голословно утверждаю – я был на заводе, все видел своими глазами. И могу подтвердить, что иранцы очень достойное оборудование делают. Санкции их подтолкнули к тому, что они многое научились делать сами. Нам тоже придется этот путь пройти.

Минэнерго РФ разрешило генкомпаниям выводить ПГУ в резерв, для сохранения ресурса. В «Татэнерго» рассматривали эту возможность?

Да, но пока мы выводить ничего не будем. Наши ПГУ работают в нормальном режиме, мы их используем по полной.

А вообще, какие варианты по сервису в долгосрочном плане вы рассматриваете? Может, будете создавать собственную инжиниринговую компанию?

Нет, такого мы не планируем. Что касается производства «железа» – это все-таки задача для машиностроения. Мы занимаемся эксплуатацией оборудования, то есть мы готовы быть заказчиком, но не изготовителем. Что касается сервиса, то ряд моментов мы уже закрываем силами своего дочернего института – ИЦ «Энергопрогресс», но пока по газовым турбинам собственных компетенций у нас нет.

Но, знаете, мы не трогаем там, где не болит. И ожидаем, что вся эта ситуация все равно рано или поздно закончится. Сегодня жизнь оборудования не такая долгая, как было вчера. Новые турбины больше не будут по полвека работать – технологии слишком быстро меняются, прогрессируют. Думаю, сейчас срок у любого железа – это 20 лет максимум, и потом его надо будет менять на другое, более современное и эффективное.

Импортозамещением придется заниматься еще в сфере систем управления. Какие тут проблемы вы видите? Ведь менять программное обеспечение придется теперь в обязательном порядке…

Это один из важнейших моментов, вы правы, но быстрая замена здесь невозможна. Я считаю, что горизонт полного перехода – это минимум пять лет. Во-первых, это очень дорого. Мы в «Татэнерго» оценили такой переход в 4-6 млрд рублей. Во-вторых, просто вот взять и перейти – технически не получится. Но мы начали эту работу. Недавно была завершена модернизация котельной «Азино», одной из трех крупных водогрейных котельных в Казани, и там все системы управления сделаны на базе отечественной платформы, нашего подрядчика – «КЭР-холдинга». Так что путь очевиден, но он будет долгим. Возможно, сможем и быстрее, это зависит от двух факторов: от наших отечественных разработчиков, то есть от возможностей со стороны предложения, и от нашей платежеспособности.

Тут важно еще понять, что на каждой электростанции АСУ ТП внедрялись в разное время. Одинаковых в этом плане объектов практически нет. Кроме того, Заинская ГРЭС – это конденсационная электростанция, казанские ТЭЦ – там есть и паросиловая, и парогазовая части, Нижнекамская ГЭС – это вообще гидрогенерация. Переход в этом плане – это же не только само «железо», но и программные продукты. И мы в первую очередь видим проблемы именно в ПО. «Железо», думаю, быстрее у нас научатся делать.

Не могу не задать наивный вопрос, который волнует многих обывателей – а есть ли вообще риск того, что кто-то на Западе возьмет, нажмет на кнопку и остановит, условно, газовую турбину в Казани?

Сказать, что сегодня наши генерирующие объекты откуда-то извне могут отключить, и мы в блэк-ауте окажемся, нельзя. Такой опасности я не вижу. Но добавлю вот что. ПГУ на казанских ТЭЦ – это, по факту, отдельные электростанции, построенные просто рядом с паросиловыми агрегатами. И если даже сегодня, не дай Бог, парогазовые установки остановятся, Казань точно ничего не почувствует. Потребителям в этом плане бояться нечего.

Теплом мы обеспечим город и без ПГУ, они в целом в большей степени работают на ОРЭМ, поскольку эффективны именно в выработке электроэнергии. Как я говорил, мы их и построили главным образом для того, чтобы достойно конкурировать на оптовом рынке. А тепловая энергия у нас производится на паросиловых блоках и на котельных «Азино», «Горки», «Савиново» и других. И все эти источники работают стабильно, никто извне не сможет повлиять на теплоснабжение. Никто, кроме состояния теплосетей. А это от иностранцев не зависит. Что касается электрической энергии, то Республика Татарстан очень тесно связана на уровне ЛЭП-500 и 220 кВ со смежными энергосистемами. Тут бояться тоже нечего.

«В такой конфигурации проекта в Заинске точно не будет»

Поговорим про многострадальный проект модернизации Заинской ГРЭС. Понятно, зачем он был нужен «Татэнерго», но в чем такая значимость этой станции для энергосистемы?

Заинск – небольшой город, но в его районе сформировался самый крупный перекресток электрической энергии. Это центр нагрузок – туда сходятся все узлы: Нижнекамский, Набережные Челны, Менделевский, Елабужский. В европейской части страны таких крупных узлов – раз-два и обчелся. На Заинской ГРЭС мощнейшее открытое распредустройство, в котором сходятся электросети 500, 200 и 110 кВ. Именно поэтому это электростанция федерального масштаба, и поэтому проект ее модернизации был утвержден на уровне правительства РФ.

Что бы ни случилось, новые мощности на Заинской ГРЭС появятся при любом раскладе. Заменить сегодня 2400 МВт, а именно такова установленная мощность этой станции, просто нечем. ПГУ в Казани, для сравнения – 466 МВт! Не зря же в Татарстане в свое время планировали строить АЭС на 4500 МВт. Если бы она тогда появилась, то можно было легко заместить мощности Заинской ГРЭС. Но важна ведь не просто замена. Потребление будет расти – заводы строятся, по 3 млн квадратных метров жилья ежегодно вводится. Остановить развитие невозможно. Поэтому генерация в этом месте необходима, ее нужно будет строить.

Но теперь уже, очевидно, в модернизации Заинской ГРЭС придется идти другим путем?

Да, тот проект, который мы планировали, теперь заморожен. В такой конфигурации проекта точно не будет. Хотя мы успели пройти большой путь, все экспертизы, в том числе по экологии, на стройплощадке до фундамента вышли.

И какие варианты модернизации Заинской ГРЭС в «Татэнерго» сейчас рассматривают?

В первую очередь, рассматриваем отечественные технологии и те, что есть в дружественных странах. Изучаем, насколько крупные газовые машины они смогут нам предложить.

Про Иран вы уже сказали. Но какие еще варианты с газовыми турбинами есть? 

Китай, Индия. Там, конечно, такое оборудование делают по лицензиям. Кроме того, тут стоит отметить, что если нельзя будет приобрести очень мощные турбины, как мы планировали для Заинска, можно ведь строить и дубль-блоки – то есть ставить две газовые турбины меньшей мощности и одну паровую. И собрать суммарную мощность из нескольких турбин. Много есть вариантов.

Я уверен, что в долгосрочной перспективе у России появятся свои газовые машины. Мы же в постоянном контакте с производителями находимся, недавно вот снова посещали «Силовые машины». Кроме того, наши коллеги из «Татнефти» заказали у них отечественную турбину на Нижнекамскую ТЭЦ. И мы внимательно будем следить за этим проектом.

Сегодня на Заинской ГРЭС необходимо менять порядка 800 МВт. То есть нам придется в ближайшие годы вывести из эксплуатации четыре энергоблока. Парковый ресурс двух машин уже приближается к 400 тыс. часам. Они вводились первыми, еще в начале 1960-х. То есть суммарно первый этап – это порядка 400 МВт, которые надо будет менять вот в самые ближайшие годы. Это отечественные машины, их можно другими заменить.

То есть оставить ГРЭС в паросиловом цикле?

Этот вариант мы тоже не отбрасываем, потому что у двух энергоблоков времени осталось не так уж и много, года два-три максимум. Но готового решения у нас пока нет. Есть несколько конфигураций, которые на техническом уровне прорабатываются. Но все-таки парогазовый цикл показывает свою эффективность, и «удельники» у него очень хорошие, и надежность, поэтому мы считаем, что в Заинске должны появиться именно ПГУ.

Главное, какой бы проект ни получился, с ним нужно будет еще попасть в программу модернизации тепловой генерации. Это сложно, мы ведем работу и по линии Минэнерго РФ, и с «Системным оператором». Думаю, на какие-то решения мы выйдем в 2023 году.

А с ЭНКА получилось разойтись?

Мы пока не разошлись. ЭНКА – это же строительная компания, наш генподрядчик, она оборудование не делает. Мы ведем переговоры, не всегда приятные, но они все понимают, они хотят в России и дальше работать, и нам надо будет из этого положения как-то выйти. Договориться по-мирному – для нас это было бы лучшим вариантом. Суд – это тоже цивилизованный путь решения многих споров, мы его не отбрасываем. Но у такой международной компании как ЭНКА серьезная юридическая служба, и наше законодательство они знают тоже очень хорошо. И суды могут идти вечно, а нам это не выгодно. Нам нужно как можно быстрее вернуть деньги. Потому что это кредитные ресурсы, на них накручиваются проценты, и «Татэнерго» не может себе позволить несколько лет по судам ходить и платить эти деньги.

 Кредит перед ВТБ вы будете закрывать?

Мы обязаны его закрыть, ведь проект модернизации Заинской ГРЭС заморожен. Но банк требует четкого выполнения обязательств. Стоимость проекта составляла 30 млрд рублей, часть из них мы успели потратить, в частности, оплатить оборудование. Оно уже прошло все заводские испытания и даже было погружено на судно. Но дальше вы все и сами знаете.

И каковы шансы договориться?

У нас подписан договор о конфиденциальности, и я не имею права рассказывать обо всем, что у нас сейчас происходит.

«Важный проект – модернизация Набережночелнинской ТЭЦ»

В собственности у «Татэнерго» есть комплект ПГУ. Вы по-прежнему планируете установить его на Набережночелнинской ТЭЦ?

Это оборудование мы получили вместе с переносом проекта ДПМ (договоры по предоставленю мощности, которые обеспечивают возврат инвестиций за счет гарантированных платежей потребителей ОРЭМ – прим. Т-и) в рамках первой программы модернизации из Пермского края в Татарстан. В свое время это был пилотный проект, такой практики тогда не было. То есть мы этот комплект не на рынке купили, а вместе с проектом по ДПМ. Это хорошее оборудование, газовая турбина сделана «Силовыми машинами» по лицензии Siemens, паровые машины – УТЗ, тоже очень надежные. Мы считаем, что это отечественное оборудование, на нем бирка «Силмаша» стоит. Такое оборудование успешно и надежно работает в Ижевске, мы ездили туда, все хорошо изучили.

Все проекты модернизации «Татэнерго» может вести только в рамках программы ДПМ. Однако попасть в прошлые отборы с этим комплектом, который мы рассчитывали установить на Набережночелнинской ТЭЦ, мы не смогли. Для нас тогда было важнее решить вопрос по Заинску, все силы на него бросили, чтобы правительственная комиссия приняла то историческое спецрешение. Этот комплект ПГУ и просто продать можно, но нам важно провести частичную модернизацию челнинской ТЭЦ. Вопросов к действующему на станции оборудованию нет, оно хорошее. Но станцию необходимо вывести из конденсационного режима, то есть улучшить ее экономические и экологические параметры.

В Казани на обеих наших ТЭЦ есть ПГУ, а это гибкое оборудование. Мы летом по факту здесь просто не используем ни паросиловые блоки, ни котельные, горячую воду обеспечивают как раз парогазовые блоки. А в Челнах такого ресурса нет. Вот сейчас, в декабре, эта станция работает в теплофикационном режиме, с УРУТ до 240 граммов на кВт*час в некоторые дни, и это очень хороший показатель для паросилового оборудования. А летом «удельники», как я говорил, взлетают до 400 граммов на кВт*час, что очень плохо. Если мы построим там ПГУ, то сможем нивелировать эту проблему.

Мы будем заявляться с этим проектом на будущие отборы по федеральной программе. Мощности там хватает. По теплу так еще одни Челны станция сможет обеспечить. Если бы там был постоянный потребитель пара, вроде СИБУРа или «Татнефти» в Казани и Нижнекамске, Набережночелнинская ТЭЦ по эффективности была бы одной из лучших станций в структуре компании.

Почему еще ПГУ нужны – если ты меньше сжигаешь газ, то меньше выбросов, это же понятно. Даже по этой причине мы обязаны идти по этому пути. То есть радикально сократить выбросы можно, только изменив технологию.

Какие еще проекты модернизации в планах?

Мы никогда не отбрасываем Заинск, всегда его имеем в виду. Но все отборы по программе модернизации тепловой генерации имеют ограничения по мощности. И, возможно, мы с Заинском туда просто не сможем «влезть». Тогда пойдем с челнинским вариантом.

Кроме того, у нас еще есть и свои планы, вне федеральных программ. В скором будущем уже, думаю ближе к 2030 году, нам придется начать замену гидроагрегатов на Нижнекамской ГЭС. Мы уже начали изучать вопрос, недавно посещали Воткинскую ГЭС «РусГидро», она в том же каскаде, что и наша, и там уже завершилась такая модернизация. Замена неизбежна – металл стареет, хотя это очень надежное оборудование, и оно стабильно работает. Главную прибыль «Татэнерго» приносят ПГУ и ГЭС, поэтому вопрос модернизации этой станции для нас очень важен. Там в принципе понятная история – в гидроэнергетике все оборудование делают в России, производители известны. Вопрос в сроках.

Кстати, а как Нижнекамская ГЭС в этом году отработала?

В гидроэнергетике все сильно зависит от природного фактора, сколько воды – столько и электроэнергии. В этом году станция хорошо сработала, ожидается выработка электроэнергии 1,8 млрд кВт*час. Сейчас Нижнекамская ГЭС работает на уровне 63,3 метра БС (Балтийской системе высот – прим. Т-и), мы держим нынешний уровень. Те, кто живет на берегах Нижнекамского водохранилища знают, что у нас на метр или полтора вода не падает, как бывает по Куйбышевскому и некоторым другим водохранилищам. Но, исходя из тех проблем, которые исторически сложились, мы поддерживаем решение о подъеме уровня до отметки 64 метров в БС.

До проектного уровня – 68 метров БС – уже не реально поднять уровень?

Без дополнительных вложений в берегоукрепление это просто невозможно, а это очень большие деньги. Я не вижу такой возможности в ближайшей перспективе. А вот на 64 метра БС можно выйти спокойно и без больших вложений. Инициатива эта не наша, мы и на нынешнем уровне спокойно работаем, более того, эти дополнительные 70 см нам не обеспечат большой прибавки в выработке, процентов 3-5% всего лишь. Но этот подъем позволил бы решить массу экологических проблем, нивелировать вопрос с мелководьями, что бьет по рыбохозяйственным ресурсам, помочь судоходству. Но, подчеркну, если даже НПУ  (нормальный подпорный уровень – прим. Т-и) не поднимут, мы инициативу проявлять не будем. Хотя, не скрою, чем больше запас воды, тем легче нам держать и регулировать уровень. 

Про газ, мазут и уголь

С 1 декабря на 8,5% выросли тарифы на газ. Как это отразится на «Татэнерго»?

Я не скажу, что мы этому рады. Топливная составляющая – наш основной вид расходов, примерно 65-70% в себестоимости. Газ теперь для нас будет стоить около 7 тыс. рублей за тысячу кубометров. А мы потребляем от 4 до 5 млрд кубометров газа в год. Вот и считайте – 35 млрд рублей «Татэнерго» должно будет заплатить «Газпрому».

А если цена газа меняется, то меняется все. Потому что оттуда растут цены на тепло, электроэнергию, двигатели, станки, на все товары. Конечно, эта индексация повлечет увеличение цен и на все остальное. Но тарифное регулирование не наш вопрос, решение принято государством – мы его исполняем. Наша обязанность – оплатить тот газ, который мы покупаем, полностью. Пока это получается. Для нас сейчас будет сложнее.

Вы же еще потребляете и мазут…

Это резервное топливо, мы его покупаем на бирже. Но на него приходится порядка 1% в потреблении. Растет потребление мазута только во время ремонтов газопроводов, либо из-за аварийных отключений. Но объемы потребления мазута небольшие, существенного влияния на экономику компании он не оказывает. Есть, правда, операционные расходы – марку М-100 надо пять лет хранить, потом менять. А в зимнее время мазут надо хранить при температуре 90 градусов по Цельсию, иначе он затвердеет и его нельзя будет использовать.

На Казанской ТЭЦ-2 резервное топливо до сих пор – уголь. Почему никак не удается от него отказаться? 

Я с 2012 года бьюсь над этой проблемой. Видимо, не дорабатываю где-то, раз мы в черте Казани до сих пор имеем угольный склад, на котором хранится порядка 60 тысяч тонн. Хотя казанцы этого не чувствуют, так как мы уголь практически не сжигаем, потому что ТЭЦ-2 закольцована с котельными, а по двум тепловодам – и с Казанской ТЭЦ-3. Поэтому твердое топливо мы используем лишь в начале отопительного сезона, только для апробирования горелок. Но уголь, как и мазут, нужно хранить, а система топливоподачи – разгрузочная площадка, вагоноопрокидыватель, мельница, галерея – все это содержать тоже очень затратно. Но уйти от этого мы пока не можем.

Почему?

Никак не можем провести, и чем дальше, тем сложнее, второй газопровод до ТЭЦ-2. Это позволило бы перевести станцию на топливный режим «газ – газ», и полностью отказаться от угля. Но точка подключения, которую нам дает «Газпром трансгаз Казань», находится достаточно далеко, и стоимость строительства такого резервного газопровода выше 1,5 млрд рублей. Мы уже были готовы на эти затраты пойти, но, когда пришлось заморозить проект модернизации Заинской ГРЭС, стало ясно, что доходов, на которые мы рассчитывали, не будет. И проект с газопроводом до ТЭЦ-2 снова пришлось отодвинуть. Но, отмечу здесь, теплоснабжение Казани от этого точно не пострадает. Мы продолжаем работу по решению данной проблемы.

«Метод альткотельной помог бы остановить износ теплосетей»

Теплоснабжение не только в Казани, но и в других городах страдает от состояния теплосетей. Вы в начале уже сказали, что тепло для «Татэнерго» – это социальный товар, и компания на нем не зарабатывает. Но теплотрассы то в любом случае нужно менять. Где планируете на это брать деньги? 

В текущем году мы увеличили объем инвестиций в теплосети до 2,8 млрд рублей, но доля замены теплопроводов по филиалам «Татэнерго», к сожалению, снизилась до 1,8% от общей протяженности (в 2021 году, для сравнения этот показатель составлял 3%). Цены на материалы сильно скакнули, в два и более раза. Это основная проблема, даже на модернизацию котельной «Азино» она повлияла. Без металла же ничего не сделаешь, нет у нас деревянных трубопроводов! 

Теплосети – проблема из проблем сегодня, не только для Татарстана, для всей России. Каждый день мы занимаемся ликвидацией порывов на наших тепловодах. В Бугульме, в Казани, в Набережных Челнах – везде. Инциденты происходят практически ежедневно, днем и ночью. Чем мы сегодня отвечаем на этот вызов? У нас создан определенный запас материалов, запорной арматуры. И сформированы оперативные бригады, которые круглые сутки на дежурстве, срочно выезжают и ремонтируют. Это единственный способ.

Но это тактика латания дыр, по сути?

Да, именно так, мы именно этим сегодня и занимаемся. Но одномоментно решить эти вопросы уже невозможно, потому что объем износа приличный. Точка невозврата давно была пройдена. Десятки миллиардов нужно вложить, чтобы только вывести системы централизованного теплоснабжения в наших городах на нормативный уровень. Своими силами, только за счет тарифов это уже ликвидировать невозможно.

А за счет модели альтернативной котельной?

Альтернативная котельная – это лишь еще один метод формирования тарифов. Многие компании сейчас этим методом пользуются. Это не панацея, не самый лучший метод, но сегодня ценовые зоны – единственная модель, которая позволяет добиться остановки износа тепловых сетей. Мы этот метод изучили от и до, и давно предлагаем Правительству Татарстана перевести на «альткотельную» не только Казань, но и все города в республике.

Самые главные плюсы «альткотельной» – прогнозируемый на несколько лет вперед рост тарифа, а также страховка от ежегодных пересмотров. Сегодня мы не знаем, какой тариф получим через год, два и три года. А спланировать работу с тепловыми сетями в таких условиях очень сложно. При «альткотельной» мы также будем уверенвы, что все, что вложим в повышение эффективности, вся полученная от этого экономия, останется у нас, а не будет «вырезана» регулятором из тарифа.

Поэтому мы за этот метод. Он нас как производителей будет стимулировать становиться эффективнее. Вопрос – за правительством. Я считаю, что на этот метод нам нужно переходить. Тогда мы сможем каждый год добавлять в объемы инвестиций в теплосети 450-550 млн рублей. Нам нужно перейти хотя бы на 4% замен в год. А в дальнейшем – минимум до 5% в год надо менять. Сегодня ситуация и так неустойчивая по теплоснабжению. Износ надо остановить, это, во-первых. А во-вторых, – перейти к плановой ликвидации износа.

Вот с первой задачей можно справиться за счет «альткотельной», но со второй – только за счет федеральных программ. Сейчас в Минстрое РФ разрабатывают такую большую программу, нацеленную именно на ликвидацию износа инфраструктуры. Мы обязательно войдем в эту программу. Вспомните, как в республике сначала занялись ликвидацией ветхого жилья, а потом запустили программу капремонта. Впоследствии эта практика была растиражирована по всей России. Было время, у нас простаивали сотни лифтов, просто не на что было их ремонтировать. Или затопленные подвалы, или текущие кровли. Сейчас этих проблем нет. Та программа вытащила, выровняла ситуацию. Да, платить всем пришлось больше. Да, первый старт был обеспечен за счет денег из государственного фонда. И сегодня тот же самый Фонд ЖКХ нужно переориентировать на тепловые сети. Нужно обеспечить этим процессам стартер, начало, раскрутить механизм. Многие проблемы ведь мы уже решили. Так, республика не приняла бы программу благоустройства дворов, если бы кровли до сих пор текли. И здесь нужна федеральная программа ликвидации ветхих сетей.

По городам присутствия «Татэнерго» – где ситуация в теплоснабжении наиболее аховая?

По источникам я больших проблем нигде не вижу – мы все модернизируем, все с запасом. По сетям ситуация примерно одинаковая. По филиалу «Казанские тепловые сети» износ трубопроводов оцениваем в 46%, в Набережных Челнах – в 53%, в Нижнекамске – 68%, а по сетям от Заинской ГРЭС – в 51%. Требуемый объем замены трубопроводов (со сроком службы более 25 лет) по компании составляет более 550 км! Но нельзя сказать, что в каком-то городе надо быстрее начинать. Везде надо. А пока везде у нас склады запасов и круглосуточная работа ремонтных служб. Так только и выходим из положения.

Про мобилизацию и кадры

Как на «Татэнерго» повлияла мобилизация? 

Повестки получили 94 человека, призвали 18. Много это или мало? У нас работает около 6 тысяч человек. Так что на экономику компании мобилизация никак не повлияла. На дефицит специальностей тоже: у нас достаточно подготовленных специалистов, а 80% работников имеют бронь. Ведь, что бы ни случилось, мы должны обеспечивать и теплом, и электрической энергией наших потребителей. И государство нашим специалистам дает отсрочку.

Мы всем мобилизованным оказали финансовую помощь. Единовременные выплаты по 50 тыс. рублей, потом еще по 10 тыс. на каждого ребенка, первичные профсоюзные организации из своих средств выделили каждому материальную помощь по 20 тыс. рублей. Самое главное, мы знаем каждую семью, откуда призвали. Кроме того, нами была организована помощь военкоматам, по спискам. Наши специалисты и сегодня там еще трудятся. 

Добровольно кто-нибудь ушел на СВО?

Да, несколько человек. Я сам когда-то служил, и все понимаю. Мы мужчины. Мы должны защищать своих жен, детей, матерей. Это наша святая обязанность. И наши отцы, и деды служили. Мужчина обязан служить и, когда надо, вставать на защиту.

Кстати, а вообще ситуация с кадрами как в «Татэнерго»?

Текучесть кадров небольшая, в пределах 1,5-2%, мы очень четко за этим следим. В прошлом году у нас до 400 вакансий рабочих профессий образовалось. Потому что в Татарстане много строек идет, и людей переманивают. Сварщик – он же везде сварщик, а у людей есть право выбирать. Мы ответили чем? У нас 22 разряда, и мы всем с 1-го по 10-й разряд подняли оклады. Первый разряд – на 25%, десятый – на 10%. И именно таким образом текучесть остановили. Аппарату управления, кстати, не поднимали оклады. И сегодня у нас около 90 вакансий. Кроме того, мы много вкладываемся в подготовку кадров.

Последнее – мы с вами встречаемся в преддверии профессионального праздника, Дня энергетика. Что хотите пожелать коллегам в это сложное время?

Год выдался нестабильный, непредсказуемый, но, тем не менее, я хотел бы поздравить всех коллег, сказать всем энергетикам – и работникам «Татэнерго», и других энергокомпаний – спасибо. За то, что достойно держат ту планку, которая была задана предыдущими поколениями, и отвечают на запросы наших потребителей. Это главные наши партнеры – наши потребители. И что бы ни случилось, они могут быть спокойны, мы их обеспечим теплом и светом.