Погода
Энергокомпании уже сдвинули сроки запуска проектов модернизации ТЭС примерно на 40 ГВт без уплаты штрафов. По информации “Ъ”, годовую отсрочку до 1 августа 2023 года также получил проект модернизации угольного блока Иркутской ТЭЦ-6 на 65 МВт стоимостью 1,3 млрд руб. Руководитель энергетического бизнеса En+ Group Михаил Хардиков рассказал “Ъ”, почему сроки сдвигаются и нужно ли увеличивать цены проектов.
— Почему компания задерживает запуск энергоблока Иркутской ТЭЦ-6?
— Изначально срок окончания проекта был июль 2022 года, сейчас активно завершаем работы, до конца года запустим энергоблок. По проектам модернизации такого масштаба в отрасли существует ряд сложностей — это вопросы и к поставщикам оборудования, и к подрядчикам. Рисков для работы станции не видим.
— Вы уведомили «Совет рынка» (регулятор энергорынков) об опоздании?
— Уведомили, срок ввода перенесли. Правила приняты, с точки зрения штрафов есть полное понимание, что штрафуется, а что нет. На самом деле вопрос не только в штрафах: чем раньше запускаешь проект, тем раньше начинаешь получать повышенную плату за мощность. Наша задача — реализовывать все проекты в сроки.
— Успеете ли к 1 января 2023 года запустить Ново-Иркутскую ТЭЦ и Иркутскую ТЭЦ-10?
— По Ново-Иркутской ТЭЦ активно работаем. Котел точно запустим до декабря, вспомогательное оборудование, электрофильтр и вагоноопрокидыватель планируем завершить в следующем году. Ново-Иркутская ТЭЦ — самая крупная станция в городе Иркутске, условия реализации проектов требуют сложных инженерных решений. По текущим правилам модернизации у нас есть 12 месяцев, чтобы установить вспомогательное оборудование.
По Иркутской ТЭЦ-10 будем переносить запуск на 2023 год. Мы столкнулись с недобросовестным подрядчиком, компания свои обязательства не выполнила, де-факто отказалась от продолжения работы по договору. Речь про российскую компанию «ЗиО-Подольск» (входит в «Росатом»). Они выиграли контракт «под ключ», выполнили часть проектирования, часть поставок и дальше отказались от выполнения обязательств по поставкам, которые обязаны были произвести. Пока наши попытки найти компромисс не находят успеха, будем защищать интересы компании в судах и других инстанциях. Планируем ввести турбины на ТЭЦ-10 до 1 января, а котлы рассчитываем доделать в 2023 году.
— Что происходит с ценами на оборудование?
— Растут существенно. На десятки процентов. Импортное оборудование подорожало из-за логистики. Для отечественного оборудования растут цены на многие комплектующие, сырье, материалы. Договорную кампанию на 2022 год мы прошли в ноябре 2021 года, поэтому первое полугодие поставщики по заключенным контрактам свои обязательства выполнили по старым ценам. Во втором полугодии видим серьезный рост цен.
— Каких импортных компонентов не хватает?
— Весной общая стоимость номенклатуры, зависящей от импорта либо требующей поиска аналогов, доходила до 1,5 млрд руб. Многие поставщики пересмотрели цены, несмотря на то что тендеры были проведены, но контрактов на бумаге еще не было. Мы перестроили процесс закупок, ввели специальные процедуры поиска аналогов в России и в других странах. Сейчас общий объем в работе под замещение — около 300 млн руб., все без критических позиций.
— Будете ли предлагать дополнительно индексировать CAPEX проектов в программе модернизации ТЭС?
— Считаем, что параметры нужно пересмотреть. Какую-то конкретную цифру я бы называть сейчас не стал, этот вопрос нужно обсуждать на площадке Минэнерго.
— Как продвигается строительство Сегозерской малой ГЭС (запуск 1 декабря 2022 года)?
— Будем переносить сроки ввода. В гидроэнергетике очень тяжело найти подрядчиков, имеющих опыт и ресурсы для реализации таких проектов. Усложняется вопрос тем, что проекты малых ГЭС находятся на большом расстоянии от крупных городов и центров строительства. Рядом с нашим объектом, в Карелии, крупных строителей, способных вести такие стройки, просто не оказалось. Есть задержка по доставке части основного оборудования, но на сегодня она решена, оборудование уже в пути. Рассчитываем в 2023 году завершить проект.
— Планируете участвовать в ближайшем конкурсе ВИЭ с проектами малых ГЭС?
— Сложно сказать, будем смотреть на экономику проектов в новых условиях. Есть вопросы с локализацией оборудования: насколько вообще возможно пройти по уровню локализации, когда часть компаний больше не представлена в стране. Дополнительно при строительстве ГЭС необходимо учесть и правильно рассчитать размеры компенсационных платежей по водным ресурсам. Мы очень рассчитываем, что Росрыболовство внесет изменения в методику расчета компенсаций на основе научных исследований, которые ведутся в настоящее время. Строительство ГЭС отвечает стратегическим приоритетам страны.
— Какая ситуация с загрузкой ваших ГЭС?
— В этом году — разнонаправленная. Прошлый год был рекордным по уровню воды и для Енисея, и для Ангары: впервые за десять лет Красноярская ГЭС открывала холостые сбросы. В этом году экстремальное многоводье на Енисее сменилось экстремальным маловодьем. Приток составляет 40–70% от нормы, Саяно-Шушенская ГЭС идет на минимально возможных попусках, на Красноярской ГЭС также минимальные расходы. При этом по Ангаре приточность в целом близка к норме, по Байкалу — 90% от нормы, по Братскому водохранилищу — 80%. Накопленные уровни водохранилищ с прошлого года позволяют нам максимально загружать ГЭС и обеспечивать навигационные попуски по Ангаре и по Енисею ниже поселка Стрелка. Все, что севернее Стрелки, где Енисей с Ангарой сливаются, обеспечено сегодня за счет водности по Ангаре.
— Что с загрузкой тепловых станций?
— Существенно растет потребление в Иркутско-Черемховском энергорайоне Иркутской области, из-за чего увеличивается выработка наших ТЭС в конденсационном цикле. Переток с севера на юг области загружен максимально. Наше понимание: такая тенденция на длительный срок. Спрос растет в первую очередь потому, что население увеличивает расход электроэнергии. Рост потребления населения в Иркутской области происходит последние два года: на 34% в 2020 году и на 22% в 2021 году. Причина — серый майнинг криптовалют среди населения на льготных тарифах, призванных в первую очередь субсидировать коммунальные нужды. Нелегальный майнинг в сельской местности региона растет кратно, если учесть, что тариф составляет 86 коп. за 1 кВт•ч. Это уже приводит к перегрузкам сетей и сбоям.
— Иркутская область отказывается вводить дифференциацию тарифа по объемам потребления. Как решать проблему?
— Мы считаем, что вводить дифференцированный тариф необходимо. В регионе на тарифе населения ведется деятельность, не связанная с коммунально-бытовыми нуждами,— это предпринимательство, которое не приносит доходов бюджету. За нелегальный майнинг платит весь крупный бизнес региона — не только «Русал», но и РЖД, «Илим», предприятия «Роснефти», малый и средний бизнес. Все льготы оплачиваются из объемов перекрестного субсидирования, которые продолжают увеличиваться. Проигрывают и бюджеты регионов: бизнес сталкивается с ростом себестоимости производства, а значит, снижаются его прибыль и налогооблагаемая база.
— Какую планку по объему льготного потребления вы предлагаете установить?
— Я не хотел бы давать конкретно наши предложения, хотя мы их просчитывали. Любое изменение — шаг к балансированию ситуации. Дифференциация тарифов не имеет ничего общего со снижением социальной защищенности населения. Можно и нужно установить такой объем потребления на низком тарифе, что 90–95% потребителей сохранят льготный статус. Более того, при необходимости есть возможность ввести норматив на электрообогрев домов, но все остальное сверху должно оплачиваться по тарифу для промышленных предприятий. Серые майнеры не имеют ничего общего с социально незащищенными слоями населения, одно оборудование для майнинга стоит серьезных денег. Мы уже подали более 640 исков к серым майнерам с общей суммой требований более 350 млн руб. Около 108 дел прекращено, потому что потребители добровольно оплатили разницу в тарифах и закрыли долги. Будем продолжать бороться.
— Вы боретесь с серыми майнерами, потому что сами занимаетесь майнингом?
— Мы не занимаемся майнингом, а развиваем промышленное потребление в регионе. Формируем площадки с инфраструктурой для центров обработки данных (ЦОД): обеспечиваем подключение к электросетям, соблюдение всех норм и требований по безопасности и шуму, стабильные поставки электроэнергии. Далее открытые конкурсные процедуры среди интересантов, на этих площадках каждый киловатт-час оплачивается по тарифам для промышленности, это, кстати, снижает общую нагрузку на всех потребителей с точки зрения «перекрестки».
— Какой объем мощности вы поставляете таким ЦОДам?
— Всего по новым площадкам уже подключено более 230 МВт, операторы вышли на загрузки более 180 МВт. Есть и совместное предприятие с нашими партнерами — площадка Bit+ — сейчас около 10 МВт, в ближайших планах увеличить еще на 30 МВт.
— Промышленность увеличивает потребление в регионах вашего присутствия?
— Основной рост нам дает Тайшетский алюминиевый завод «Русала», который запустился в декабре 2021 года. Рассчитываем, что до конца года завод увеличит потребляемую мощность до 400 МВт. Остальная промышленность пока находится в цифрах не ниже прошлого года, что радует. Основные промышленные потребители в Сибири помимо «Русала» — это РЖД, лесоперерабатывающая промышленность, нефтяники и химики.
— Как вы относитесь к предложению изменить подходы к расчету резервов в Сибири?
— Чем реже менять правила рынка, тем более стабильно работает система как для потребителя, так и для генерации. Если есть необходимость что-то менять, то нужно прорабатывать это комплексно. От условий КОМа (конкурентный отбор мощности.— “Ъ”) зависят наши инвестиционные планы. Надеемся, что Минэнерго примет взвешенные решения. Энергетике нужен инструмент долгосрочного прогнозирования, потому что в нашей отрасли инвестиционный цикл длится не менее пяти-девяти лет.
— В 2021 году вы представляли план по достижению углеродной нейтральности группы. Будете его корректировать?
— Мы считаем, что тема экологии и фокус на ESG-повестку останутся. Наша стратегия содержала три ключевых направления: модернизация, новое строительство и замещение старых мощностей. Возможно, что сроки по проектам будут по-новому определены, но в целом от цели достижения нулевых выбросов к 2050 году не отказываемся. На тех рынках сбыта, где представлена компания En+, спрос на чистый алюминий будет оставаться высоким.
— Не отказываетесь ли от планов производства по 133 тыс. тонн водорода в год для экспорта?
— Это довольно амбициозные планы, в текущих условиях их придется корректировать. Сейчас сложно говорить про экспорт водорода. Рынки сбыта закрыты. Занимаемся темой внутреннего рынка, например водородным транспортом, автобусами на водородном топливе. Вопрос в активной работе по городам Сибири.
— Как продвигается программа модернизации Иркутской, Братской и Красноярской ГЭС?
— Программа в активной фазе, реализуем ее за счет собственных средств. На Иркутской ГЭС в декабре введем третий по счету гидроагрегат после техперевооружения. Уже начали получать оборудование на четвертый по счету гидроагрегат, надеемся, сбоев с поставками не будет. Есть определенные переговоры с поставщиками, но пока критических рисков нет.
На Красноярской ГЭС ведется работа по замене четвертого по счету нового рабочего колеса, одновременно меняем автотрансформатор. Все оборудование российское: рабочее колесо — «Тяжмаш», трансформатор — ГК СВЭЛ. Все обязательства подтверждаются, производитель отгрузил еще два рабочих колеса. На Братской ГЭС мы заменили уже 13 рабочих колес, в процессе замена четырнадцатого. По контракту оставшиеся колеса из всех восемнадцати будут заменены до 2026 года.
— Какая доходность по этим проектам?
— У нас внутренняя доходность по любым проектам должна быть не ниже 15%.
Интервью взяла Полина Смертина, КоммерсантЪ
Афиша Иркутск
