Силовой остров

20.12.2024 Татар-информ

Глава «Татэнерго» рассказал об итогах 2024 года и планах компании

«Татэнерго» заявит на федеральный конкурс проекты модернизации Заинской ГРЭС и Набережночелнинской ТЭЦ, а для решения проблем с теплоснабжением в Нижнекамске на два года понадобится 6 млрд рублей. Об этом и не только в ежегодном интервью в преддверии Дня энергетика «Татар-информу» рассказал генеральный директор «Татэнерго» Раузил Хазиев.

«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.

Хазиев Раузил Магсумянович, Генеральный директор АО «Татэнерго»

Родился 22 мая 1959 года в д.Ново-Аккузино Агрызского района ТАССР. 

В 1985 году окончил Ижевский сельскохозяйственный институт по специальности «инженер-электрик». В 2003 году прошел профессиональную переподготовку в Казанском государственном финансово-экономическом институте по программе «Мастер делового администрирования (МВА)».

С 1976 по 1977 год работал учителем физвоспитания отдела народного образования исполкома Агрызского района ТАССР. Затем два года служил в рядах Советской армии. С 1985 по 1988 был главным инженером отдела механизации Управления сельского хозяйства исполкома Агрызского районного совета народных депутатов ТАССР, ведущим инженером по топливу Агрызского РАПО.

В 1988–1991 годах работал мастером жилищно-эксплуатационного участка № 3, инженером, начальником производственно-технического отдела Управления эксплуатации гостиниц и общежитий Камского объединения по производству большегрузных автомобилей КАМАЗ. С 1991 до 1999 года занимал руководящие должности в исполкоме Набережных Челнов.

С 1999 по 2001 год был заместителем директора по работе с потребителями-продавцами и энергораспределяющими организациями, главным инженером предприятия «Энергосбыт» ПЭО «Татэнерго». В течение года занимал должность директора по капитальному строительству, материально-техническим вопросам и транспорту – заместителя генерального директора ПЭО «Татэнерго». 

В 2002 году был назначен заместителем министра строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Республики Татарстан, в 2004-м – первым замминистра. В 2011–2012 годах был председателем Государственного комитета Республики Татарстан по тарифам. 

С мая 2012 года является генеральным директором АО «Татэнерго».

Кандидат социологических наук.
Заслуженный работник жилищно-коммунального хозяйства РТ и РФ. Заслуженный энергетик РТ.
Почетный гражданин Агрызского района РТ.
Награжден медалью «За доблестный труд», орденами Дружбы, «За заслуги перед Республикой Татарстан».
Имеет ряд поощрений и наград.

05.12.2024 БИЗНЕС Online

Как выяснил «БИЗНЕС Online», с 4 декабря директором ООО «Нижнекамская ТЭЦ» назначен Айрат Муртазин. Ранее он занимал должность первого заместителя директора по производству, также был главным инженером предприятия.

Муртазин в 1994 году окончил Обнинский институт атомной энергетики по специальности «эксплуатация атомных электростанций и установок», получив квалификацию инженера-физика-теплоэнергетика. В 2007-м окончил КГТУ по специальности «экономика и управление на предприятии», получив диплом экономиста-менеджера.

Принадлежащая «Татнефти» Нижнекамская ТЭЦ в 2023-м получила выручку в 8,9 млрд рублей. Станция второй год подряд терпит убытки: в 2023-м потери составили 1,3 млрд рублей. Установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 724 МВт, тепловая мощность — 1580 Гкал/ч.

Напомним, по программе ДПМ (договоров о поставке мощностей) Нижнекамская ТЭЦ должна пройти модернизацию. Это значимый для отрасли проект — речь идет о поставке первой отечественной турбины большой мощности производства «Силовых машин» Алексея Мордашова. Однако «Силмаш» несколько раз переносил сроки поставки ГТЭ-170, а «Татнефть», соответственно, отодвигала планы по модернизации.

По информации «БИЗНЕС Online», обещанную Татарстану турбину получит «Новатэк» Леонида Михельсона для проекта «Арктик СПГ-2». «„Татнефть“ заверили, что поставят им позже», — говорит наш источник. Вместо 2024-го, по нашим данным, проект модернизации Нижнекамской ТЭЦ реализуется в 2027-м.

16.10.2024 БИЗНЕС Online

На модернизацию Заинской ГРЭС понадобится около 100 млрд рублей с учетом подорожания строительных материалов и оборудования. Об этом на пресс-конференции сообщил генеральный директор «Татэнерго» Раузил Хазиев, отвечая на вопрос корреспондента «БИЗНЕС Online».

На данный момент для установки на ГРЭС рассматривается парогазовая турбина иранского производства Mapna, поскольку для установки оборудования китайских и индийских конкурентов требовалось разрешение американских компаний, чтобы использовать их лицензию для РФ. Что касается российских производителей парогазовой установки (ПГУ), то «сегодня ни „Силмаш“ ни „Ростех“ не могут обеспечить потребность энергетики по большим газовым машинам», считает Хазиев. Однако вопрос об установке Mapna нерешенный.

«Мы просто обозначили, что там есть эти машины, хорошие машины. И мы уверены, что они будут работать. Поэтому, возможно, мы иранские поставим машины, возможно, китайские, возможно, уже „Силмаш“ разовьется побольше», — предположил глава «Татэнерго».

Напомним, Заинская ГРЭС была введена в эксплуатацию в 1971 году. Ее установленная мощность — 1180 МВт, тепловая мощность — 4092 Гкл/час. Ранее на проект модернизации Заинской ГРЭС было выделено 37 млрд рублей. В 2022-м строительство нового энергоблока было заморожено из-за отказа General Electric поставить турбину. «Татэнерго» планирует заявиться в новый отбор проектов по модернизации ТЭЦ в 2024-м. Сейчас проект, по оценке Хазиева, будет стоить около 60 млрд рублей. 20 марта экс-министр энергетики РФ Николай Шульгинов заявлял, что минэнерго России рассматривает разные варианты решения вопроса с модернизацией Заинской ГРЭС.

15.10.2024 Интерфакс

Правительство РФ опубликовало распоряжение, исключающее Заинскую ГРЭС «Татэнерго» из списка проектов общероссийской программы модернизации тепловой генерации. Соответствующий документ размещён на портале официального опубликования правовых актов.

Правкомиссия по электроэнергетике в сентябре одобрила исключение Заинской ГРЭС из программы модернизации, говорил «Перетоку» источник на энергорынке.

В 2020 году решением кабмина в программу модернизации ТЭС был включён проект «Татэнерго», который предусматривал перевод части энергоблоков Заинской ГРЭС с работы в паросиловом на парогазовый цикл. Компания планировала вывести из эксплуатации четыре паровые турбины суммарной мощностью около 800 МВт и надстроить конденсационную турбину (274 МВт) газовой турбиной GE (576 МВт). В 2022 году GE отказалась от поставки турбины на фоне санкций.

«Татэнерго» предложило перенести реализацию проекта модернизации с Заинской ГРЭС на Набережночелнинскую ТЭЦ со снижением мощности с 850 до 236 МВт. Осенью прошлого года министр энергетики РФ Николай Шульгинов говорил, что решения пока нет, указывая на расхождения в ценовом вопросе. В конце декабря гендиректор «Татэнерго» Раузил Хазиев в интервью татарстанскому изданию «Бизнес Online» сообщил: «Мы достигли с Минэнерго РФ принципиального соглашения о переносе модернизации Заинской ГРЭС на Набережночелнинскую ТЭЦ. Сейчас ведём переговоры по стоимости проекта. По нашим данным, на строительство нужно около 23 млрд рублей. Минэнерго говорит о 6–8 млрд рублей. Но вы же видите, что происходит с ценами на металл, бетон… Нашу оценку подтвердил расчёт, проведённый независимой компанией ООО «ЛМР Инжиниринг». Минэнерго также заказало оценку в «Совете рынка». Думаю, в декабре окончательное решение примут, в следующем году начнётся строительство. Подрядчик будет определён по результатам конкурса».

Пока четыре энергоблока Заинской ГРЭС продолжают работу, хотя и не получают плату за мощность, так как они должны были быть остановлены для модернизации с июня 2023 года. Как сообщал «Переток» 12 марта со ссылкой на источники, Минэнерго отложило их вывод до января 2025 года.

12.07.2024 Коммерсант

В России разработают стратегию развития до 2100 года, об этом сообщил министр энергетики Сергей Цивилев на Нефтяном саммите Татарстана, который проходит в Альметьевске.

В разработке стратегии примут участие нефтяные компании страны. Сейчас ведется работа над стратегией до 2050 года.

Практика участия компаний в разработке стратегии, по словам господина Цивилёва, позволит сделать стратегию более эффективной.

Желание принять участие в разработке стратегии изъявила Беларусь. С предложением принять участие выступил председатель Белорусского госконцерна по нефти и химии «Белнефтехим» Андрей Рыбаков:

«Я бы предложил пригласить нас поучаствовать в этом,— сказал господин Рыбаков.— Я уверен, что мы найдем темы, где мы могли бы выступить качественным заказчиком и в то же время стать качественным исполнителем по отдельным направлениям».

Господин Цивилёв поддержал предложение. «Технологический суверенитет надо строить обязательно с дружественными странами, и поэтому двумя руками принимается предложение совместно работать с Беларусью, с нашими братьями, с нашими друзьями»,— отметил министр.

13.06.2024 Коммерсант

На Набережночелнинской ТЭЦ будет проведен ремонт паровой турбины и связанного с ней генератора за 4,6 млн руб., заказчиком выступает АО «Татэнерго». Информация об этом размещена на сайте госзакупок.

Срок исполнения работ — с 11 июня по 31 августа 2024 года. Будет выполнен ремонт паровой турбины Т-185/220-130 и взаимосвязанного с ней генератора.

Набережночелнинская ТЭЦ была введена в эксплуатацию в 1971 году, в настоящее время входит в состав АО «Татэнерго». Модернизацию Набережночелнинской ТЭЦ рассматривают в качестве альтернативы модернизации Заинской ГРЭC. Генеральный директор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев сообщил, что для улучшения работы станции планируется построить парогазовую установку (ПГУ) мощностью 236 МВт, ожидается, что строительство ПГУ также может начаться в 2024 году.

Исполнение инвестпрограммы «Татэнерго» обсуждалось на заседании Штаба по контролю за выполнением инвестиционных программ в региональном комитете по тарифам. Тогда заявление представителя компании о том, что на выполнение инвестпрограммы «Татэнерго» в срок влияет недостаток средств, подверглось критике.

31.05.2024 Реальное время

Кабмин Татарстана поручил Министерству экономики Татарстана заключить договор с ПАО «Нижнекамскнефтехим» по реализации инвестиционного проекта «Строительство парогазовой установки-теплоэлектростанции (ПГУ-ТЭС)» для нужд предприятия.

Согласно распоряжению премьер-министра республики Алексея Песошина, договор будет предусматривать предоставление льготы путем освобождения от уплаты налога на имущество организации.

Контроль за исполнением проекта возложили на Минэкономики республики.

Подробнее об инвестпроектах на 2024 год — в материале «Реального времени».

24.05.2024 БИЗНЕС Online

Отрасль электроснабжения в Татарстане, как и по всей России, находится не в самом лучшем состоянии. В этом отопительном периоде еще раз подтвердилась востребованность Заинской ГРЭС. Об этом на совещании в кабмине РТ заявил гендиректор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев.

«В последний зимний период [в Татарстане зафиксирован исторический максимум] потребления мощности энергосистемы — более 5 тысяч мегаватт. В целом по стране этот показате6ль вырос на 2−3 процента. Выработка электроэнергии в этот отопительный период составила 9,5 миллиарда киловатт в час — рост на 17 процентов. Определяющим фактором увеличения выработки стала загрузка Заинской ГРЭС. Еще раз подтвердилась востребованность Заинской ГРЭС, несмотря на возраст станции», — указал Хазиев.

В целом по Татарстану за этот отопительный период зафиксировано 35 аварий, тогда как в прошлом году — 28. Основной поток — 7 случаев — пришлись на Заинскую ГРЭС.

«Отрасль электроснабжения находится не в самом лучшем состоянии. Запас прочности исчерпывается. Это всероссийская проблема, тем не менее она нас очень сильно волнует. Это самая большая проблема, которая есть в нашей компании. Несмотря на дополнительные инвестиции в тепловые сети, добиться нормативного уровня замены тепловых сетей в 4 процента, а сейчас нужно уже 5−6 процентов, не удается», — добавил Хазиев, отметив, что общие затраты на тепловые сети составят 2,9 млрд рублей в отопительном периоде 2024−2025 годов.

Ранее на проект модернизации Заинской ГРЭС было выделено 37 млрд рублей. В 2022 году строительство нового энергоблока было заморожено из-за отказа General Electric поставить турбину. «Татэнерго» планирует заявиться в новый отбор проектов по модернизации ТЭЦ в 2024-м. Сейчас проект, по оценке Хазиева, будет стоить около 60 млрд рублей. 20 марта министр энергетики РФ Николай Шульгинов заявлял, что минэнерго России рассматривает разные варианты решения вопроса с модернизацией Заинской ГРЭС.

24.05.2024 РБК

Прошедший отопительный сезон в Татарстане подтвердил востребованность Заинской ГРЭС, построенной в прошлом веке, и необходимость ее модернизации. ГРЭС вырабатывает треть энергии, поставляемой «Татэнерго».

Прошедший отопительный сезон подтвердил востребованность Заинской ГРЭС, которую пришлось отложить из-за проблем с поставками турбины. Об этом сегодня заявил генеральный директор АО «Татэнерго» Раузил Хазиев на заседании кабинета министров Татарстана, посвященном итогам прошедшего отопительного сезона и подготовке к пуску отопления в 2024-2025 году. 

Хазиев рассказал, что за прошедший осенне-зимний период потребление энергии в Татарстане достигло нового исторического максимума – более 5 ГВт. Выработка электроэнергии на объектах «Татэнерго» в отопительный период 2023/2024 года выросла на 18% до 9,5 млрд кВт·ч.

«Определяющим фактором увеличения выработки энергии стала загрузка  Заинской ГРЭС, доля которой в общей выработке компании составляет 33%. Тем самым, еще раз подтвердилась востребованность Заинской ГРЭС, несмотря на высокую себестоимость, несмотря на возраст», — сказал Хазиев. 

По его словам, необходимость модернизации объекта подтверждена показателями его работы в I квартале 2024 года, выросшими, по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. 

Хазиев заявил, что отрасль теплоснабжения сейчас находится не в самом лучшем состоянии. В Татарстане исчерпывается запрос прочности сетей теплоснабжения.  

«У нас есть два крупных проекта, приостановленных из-за санкций. Сегодня предстоит более плотная работа с новым составом правительства РФ, с новым министром энергетики по возобновлению реализации отложенных проектов по Набережночелнинской ТЭЦ, по Заинской ГРЭС. Мы готовы сегодня приступить к реализации этих двух крупных проектов», — сказал Хазиев.

Заинская ГРЭС построена в Татарстане 1960-х годах. Ее установленная мощность – 2200 МВт.

Власти РТ неоднократно указывали, что она устарела морально и физически и требует масштабной модернизации. Решение о проведении работ на объекте принял президент России Владимир Путин. Соответствующее решение правительство страны приняло в конце 2019 года.

В сентябре 2020 года раис Татарстана Рустам Минниханов и Александр Новак, занимавший на тот момент пост министр энергетики России, дали старт проекту модернизации Заинской ГРЭС, предусматривающему строительство парогазовой установки на 850 МВт рядом с действующей гидроэлектростанцией с частичным использованием ее инфраструктуры. Контракт на выполнение работ по проектированию, закупкам и строительству Заинской электростанции комбинированного цикла мощностью 858 МВт заключили 2 июля 2020 года ОАО «Татэнерго» и турецкая компания Enka 2.

В июле 2022 года руководитель блока стратегии и инвестиций «Интер РАО» Алексей Маслов на заседании комитета Госдумы по энергетике заявил, что проект модернизации Заинской ГРЭС срывается из-за невозможности импортозаместить турбину. «Газовую турбину 9HA.02 производства GE привезти в Россию не представляется сегодня возможным», — сказал он.

В пресс-службе главы Татарстана, комментируя эту ситуацию, напомнили, что инициатором проекта модернизации Заинской ГРЭС была республика. Власти рассматривали различные варианты развития проекта в дальнейшем. Вопрос под свой контроль взял Минниханов. 

В минэнерго России заявляли, что Заинскую ГРЭС могут модернизировать с помощью российского оборудования. Ведомство подтвердило, что американская компания General Electric (GE) отказалась поставлять в Россию оборудование для парогазовой установки (ПГУ) мощностью 850 МВт, которое в рамках модернизации проекта «Татэнерго» намеревалось установить на объекте.

Тогда же министерство энергетии России рассказало о готовности проектной документации для модернизации Заинской ГРЭС и получении ей положительного заключения Главгосэкспертизы и разрешения на строительство. В веддомстве уточнили, что не видят рисков для энергосистемы Татарстана из-за задержки реализации проекта и в случае полного отказа от модернизации объекта.

Министерство энергетики России в марте этого года заявило, что рассматривает несколько вариантов решения вопроса с модернизацией Заинской ГРЭС. Среди возможных альтернатив перенос проекта на Набережночелнинскую ТЭЦ и продление работы самой Заинской ГРЭС.

В апреле этого года министр промышленности и торговли РТ Олег Коробченко заявил, что в рамках переноса проекта модернизации с Заинской ГРЭС, с учетом имеющегося оборудования, возможен ввод 236 МВт на Набережночелнинской ТЭЦ. Но для этого необходимо внести изменения в постановление правительства России от 17 июля 2015 года №719 в части отмены требования по локализации оборудования, приобретенного до утверждения данного документа.

11.04.2024 Татар-информ

Что будет с сервисом парогазовых установок на казанских ТЭЦ? Почему модернизация Заинской ГРЭС необходима? Куда подевался «Уралэнергосбыт», который должен построить в республике ВЭС? Об этом и многом другом в интервью «Татар-информу» рассказал заместитель министра промышленности и торговли РТ.

«Такого больше не будет, чтобы энергоблоки работали десятилетия»

-Начнем с парогазовых установок. Это высокоэффективное оборудование в Татарстане сконцентрировано в энергоузле Казани, его работа зависит от качества сервисного обслуживания и замены комплектующих, что стало сложнее из-за санкций. Каким вы видите решение проблемы?

-Вопросы есть, они очевидны, тут никакой тайны не раскрою. Но эти вопросы стоят не только перед энергокомпаниями Татарстана, в частности «Татэнерго» и ТГК-16, но и перед другими генераторами в стране, у которых на тепловых электростанциях тоже работают парогазовые установки (ПГУ) с иностранными газовыми турбинами большой мощности. Никто не сидит сложа руки. В стране, и в Татарстане в частности, активно развиваются отечественные компании, которые способны взять на себя как минимум сервис такого оборудования. Например, наш «КЭР-холдинг» уже лет десять, если не больше, работает в этой нише. Конечно, эта компания освоила сервис турбин не такой мощности, как установлены на казанских ТЭЦ, но, тем не менее, они работали со всеми марками, присутствующими на рынке.

В Татарстан зашла и еще одна компания – DM Energy. На площадке в Зеленодольске они ставят цель организовать не только сервис, но и производство комплектующих, запчастей. Думаю, такие компании будут развиваться, и в ближайшее время мы наладим собственный сервис, а потом и производство комплектующих, и в целом нового генерирующего оборудования.

-Запас по времени в этом плане у нас какой?

-В части замены турбин лет пять еще есть. Но в части обслуживания и ремонтов эти вопросы надо решать уже сейчас. Отечественные компании уже проявляют высокий уровень организации этой работы, есть позитивные примеры, в том числе на татарстанских тепловых электростанциях (ТЭС). В части производства турбин актуальным является экспорт технологий, он неизбежен. Например, из Китая, или Ирана, или других дружественных стран. Нужно пользоваться всеми возможностями, которые сегодня для нас открыты.

Тем более что, и это важно понимать, отечественные производители энергооборудования не смогут в одиночку покрыть внутренний спрос. По оценкам аналитиков, объемы планируемой замены генерирующего оборудования на ТЭС превышают возможности его производства. То есть своего оборудования может не хватить для того, чтобы закрыть потребности, прописанные в программе модернизации ТЭС. Поэтому мы поддерживаем предложение энергокомпаний о том, чтобы требования по локализации были временно отменены. И им разрешили использовать иранские, китайские и другие иностранные технологии в проектах, отобранных на КОММОД.

-Глава «Татэнерго» Раузил Хазиев говорил, что газовые турбины, даже от Siemens или General Electric, больше не будут на наших ТЭС работать по полвека. Пару десятилетий – и их заменят на что-то другое, более продвинутое…

-Нельзя не согласиться с Раузилом Магсумяновичем. Современные технологии очень быстро развиваются, и, конечно, такого больше не будет, чтобы энергоблоки работали долгие десятилетия, чтобы на них постоянно продлевали парковый ресурс турбин. Логика модернизационных процессов в энергетике и правда давно изменилась. Выжать из железа максимум – и заменить на то, что более эффективно.

«В Казани нужна четвертая ТЭЦ для покрытия дефицита тепла»

—Логика развития энергогенерации в Татарстане, видимо, тоже требует корректив. Ведь раньше цель у нас была благая – запустить наиболее эффективное генерирующее оборудование, чтобы сократить перетоки из смежных энергосистем, тот самый пресловутый «дефицит». Пока до этого далеко, да и лучшее оборудование теперь недоступно…

-Тем не менее наша стратегическая цель остается той же самой, она не меняется. Потому что сокращение перетоков для покрытия внутреннего потребления – это вопрос не технический, а экономический. Сетевая компания за последние годы серьезно укрепила взаимосвязи Татарстана с ЕЭС России, а также внутри самой республики, поэтому потребители в любом случае не будут испытывать проблем с поставкой электроэнергии надлежащего качества и объема. Но экономически для нас важно покрывать внутренний спрос собственной генерацией. В этом плане задача повышения эффективности выработки внутри Татарстана с повестки не снимается.

Более того, мы видим и перспективу строительства в Татарстане новых источников. В частности, четвертой ТЭЦ в Казани. Этот проект уже включен в план перспективного развития города, который разрабатывают под эгидой мэрии. Прежде всего, новый источник нужен для покрытия прогнозируемого дефицита тепловой мощности, который неминуемо возникнет в результате реализации перспективных проектов жилой застройки. По электроэнергии в Казани в принципе дефицита мощности нет. А вот по теплу просматривается. Особенно на востоке города, в районе РКБ.

Конечно, такой спрос можно будет снять и за счет строительства котельных самими застройщиками. Но это путь в никуда, да и город хотел бы иметь один крупный источник. По мощности совокупно – порядка 900 МВт, но это предварительные оценки. Проблема пока одна – нет четкого графика ввода таких объектов. А любой инвестор, который возьмется за такую стройку, спросит про перспективы спроса на тепло…

По электроэнергии, кстати, дефицит мощности просматривается в районе Чистополя. Там мы сейчас ставим вопрос либо о строительстве новой генерации, либо о каких-то новых сетевых решениях.

-В Схеме и программе развития электроэнергетики на 2024-2029 годы в Татарстане по-прежнему прописан и вывод «старых» энергоблоков, и ввод новых на сопоставимые 850 МВт. То есть модернизация Заинской ГРЭС остается в планах?

-Этот вопрос лучше задавать, конечно, руководству «Татэнерго». Но жизнь показывает, что Заинская ГРЭС очень востребована, в этом году станция работает с повышенной загрузкой. При этом компания не получает плату за мощность. Этот вопрос, надеюсь, с Минэнерго РФ получится решить.

Что касается модернизации Заинской ГРЭС, то по понятным причинам прежний проект пока откладывается. Объективно сопоставимой единичной мощности, такой же газовой турбины, которую для «Татэнерго» произвела, но не поставила General Electric, найти просто невозможно. И не в России, а в мире. То есть проект нужно переделывать, строить там что-то другое, в другой конфигурации. Компания над этим очень активно работает. Но проект в любом случае будет другим. Кроме того, весь смысл в запуске той ПГУ на 850 МВт состоял в том, что это была бы суперэффективная установка. Теперь нужны другие решения.

-С Заинской ГРЭС проблема понятна. А какова судьба других проектов строительства новой генерации? Пока они что-то все сдвигаются…

-Да, вы правы, реализация многих проектов столкнулась с трудностями. Так, ввод мусоросжигающей ТЭС мощностью 55 МВт в Казани отложен по техническим причинам. Были вопросы и по пуску Лушниковской ПГУ на «Казаньоргсинтезе», но не технического, а в большей степени организационного характера. На Нижнекамской ТЭЦ, принадлежащей «Татнефти», сдвинуты сроки ввода новой мощности, потому что оборудование, которое производит концерн «Силовые машины», оказалось востребовано в других проектах. Оборудование будет обязательно поставлено, но, возможно, немного позже.

Пока окончательно не решен вопрос и со строительством ПГУ на ТЭЦ «Татэнерго» в Набережных Челнах. Федеральными органами власти был проведен ряд совещаний, в том числе Минэнерго России в декабре 2023 года. Работа в этом направлении продолжается, позитивная динамика есть. Все эти проекты Татарстану нужны, и мы будем и дальше убеждать федеральные органы власти, что их нужно поддерживать.

«Переход на альткотельную приведет к росту тарифов для населения»

-Еще одна больная тема – это теплоснабжение. Минэнерго РФ активно склоняет регионы к переводу муниципалитетов в ценовые зоны, но пока тема с «альтернативной котельной» движется медленно. Почему в Татарстане вопрос вообще не двигается?

-Вы правы, альткотельная – это по факту единственный на сегодня инструмент для решения проблемы износа тепловых сетей. Чтобы в отрасль пришли инвесторы, нужно сделать ее привлекательной, и других инструментов, кроме ценовых зон, для этого пока нет. Теплосети Татарстана вряд ли заинтересуют внешних инвесторов, нам придется все решать своими силами. Пока есть позиция, что переход на альткотельную приведет к росту тарифов для населения, поэтому в Татарстане этот механизм не применяется. Да, приведет к росту достаточно плавному, растянутому по времени, но тем не менее…

Минпромторг РТ поддерживает позицию «Татэнерго» и тоже считает, что в теплосети необходимо ускоренно инвестировать, потому что износ растет, а темпы ремонтов и замены тепловодов ниже требуемых. Эту зиму мы прошли нормально, без аварий. Но в перспективном плане другой инвестиционный механизм для того, чтобы решать эти вопросы, назвать трудно.

-Минэнерго РФ также проводит политику, направленную на максимальное сокращение числа территориальных сетевых организаций (ТСО) в регионах. Сколько в итоге таких компаний останется в Татарстане?

-В Татарстане, по имеющимся оценкам, должно остаться 11 сетевых компаний. Сейчас у нас 18 ТСО. Основная – это «Сетевая компания», которая останется в любом случае. Останутся и промышленные сетевые организации – у «Татнефти», КАМАЗа, РЖД. По другим имеющимся компаниям мы видим, что между ними идет интеграция, компании объединяются друг с другом, чтобы соответствовать тем количественным требованиями для получения статуса ТСО, которые ежегодно ужесточаются.

На наш взгляд, правильнее было бы ставить акценты на ужесточении технических требований к деятельности ТСО и повышении ответственности за энергоснабжение потребителей, чем только принуждать их к консолидации. Но мы понимаем, что такова политика федеральных органов власти – да, идет укрупнение этой деятельности, переход к модели единого центра ответственности за сетевую инфраструктуру. Поэтому мы не можем идти в разрез с политикой государства в этом направлении.

Возможно, это и оправданно, потому что все-таки сетевые компании – это не бизнес в таком традиционном виде. Заработанную прибыль они должны направлять на инвестиционную деятельность для повышения надежности электроснабжения. Все регулируется – и расходы, и доходы, а источник один – тарифы.

-Запуск ПГУ на «Нижнекамскнефтехиме», и развитие промышленной генерации сильно бьет по ТСО, по той же «Сетевой компании». Каким вы здесь видите решение?

-Строительство промышленниками собственной генерации – процесс довольно динамичный. Бизнес всегда стремится к максимальной эффективности, и желание уйти от такой крупной составляющей в тарифе на электроэнергию, как оплата услуг по передаче, вполне понятно. Лавинообразно процесс не развивается, так как запуск такой генерации – это очень большие инвестиции и большая ответственность. Не всегда это бывает оправданным.

Важно сохранить баланс. Ведь в любом случае предприятия, даже построив свои источники, от сети, как правило, не отключаются. Им же нужны резервы на случай аварий, ремонтов, поставки излишней электроэнергии в сеть и т.п. С нашей точки зрения, правильное решение – это введение платы за резерв мощности. То есть если ты запустил свою генерацию – нет проблем, пожалуйста, работай, но плати за те сетевые связи, которые для тебя держат в резерве. Пока решения такого на федеральном уровне не принято, хотя оно очень давно обсуждается. Оно очень болезненное, потому что, понятное дело, приведет к росту энергозатрат. Но, как мне кажется, оно справедливое. Потому что иначе за такие резервы платят все оставшиеся потребители.

«На словах «Уралэнергосбыт» все проекты подтверждает»

-На какой стадии сейчас находятся проекты строительства ветроэлектростанций (ВЭС) в рамках ДПМ ВИЭ? Компания «Уралэнергосбыт», которая выиграла в прошлогоднем отборе, что-то делает «на земле»?

-Пока не очень понятно. Видимо, компания не решила еще вопрос с оборудованием. Изначально у них были планы построить завод для выпуска лопастей и других комплектующих в Чувашии, но этот вопрос до настоящего времени, насколько нам известно, они еще не решили. Хотя по всем срокам, прописанным в ДПМ ВИЭ, они должны были уже начать проектирование ВЭС с последующим строительством, потому что срок ввода объектов в Татарстане – 2027 год. И если они не уложатся в эти сроки – им придется платить штрафы за сдвиги. На словах «Уралэнергосбыт» все проекты подтверждает, но большой активности с их стороны мы не видим.

-А в каких районах Татарстана они будут строить-то свои ВЭС?

-Это тоже вопрос. Вообще перед выбором площадки для строительства ВЭС любой инвестор сначала проводит собственные ветроизмерения. «Уралэнергосбыт» по факту должен был уже начать это делать. Потому что любая компания, которая работает в ветроэнергетике, только своим измерениям доверяет. У нас, конечно, есть доступ к расчетам одной крупной энергокомпании, которая ранее планировала строить ВЭС в Татарстане и сделала качественные замеры скорости ветра в пяти районах. Но мы не можем этими данными делиться, они нам не принадлежат. Есть у нас и замеры, которые делал Казанский государственный энергоуниверситет по нашему заказу на трех площадках. Эти данные мы предоставляем всем заинтересованным инвесторам с согласия руководства республики. Но, понимаете, все инвесторы всегда перепроверяют любые «чужие» замеры. В этом деле важно семь раз отмерить…

-Так и какие перспективы-то?

-Мы надеемся, что проекты будут реализованы. В целом потенциал ветроэнергетике в Татарстане мы оцениваем в 1,2 ГВт. Возможно, в том же Чистополе, где, как я говорил, складывается дефицит по электроэнергии, можно было бы построить и такой объект генерации. Потому что ВЭС же за счет инвестора строится, хотя и с последующим возмещением затрат всеми участниками оптового рынка. Но развитие сетевого хозяйства происходит за счет республиканских потребителей.

Однако для Татарстана важнее не столько то, чтобы у нас были построены ВЭС. Для нас важнее, чтобы республика вошла в нишу производства оборудования для ветроэнергетики. С учетом положительных результатов исследований ветрового потенциала, а также ухода с российского рынка иностранных производителей ветроэнергетических установок республикой совместно с концерном «Силовые машины» была проработана возможность создания национального кластера в области ветроэнергетики. В рамках такого кластера предусматривается создание завода по технологически независимому производству компонентов ветроэнергетических установок большой мощности (до 100 ед./год) со строительством ВЭС, а также создание национального центра компетенций в области инжиниринга ветроэнергетических установок и эксплуатации ВЭС. В этой связи целесообразно было бы и строительство ВЭС суммарной мощностью не менее 1 ГВт. Но, конечно, не только в Татарстане.

-Еще один схожий кластер, видимо, в Татарстане уже сложился в сфере электротранспорта…

-Да, это кластер производителей оборудования для электрозарядной инфраструктуры. Но не только. КАМАЗ, например, электробусы делает, которые закупает Москва и другие регионы. Активно разрабатывается проект по производству электромобилей «Атом». В перспективе будет развиваться и тяжелый электротранспорт, и электромотоциклы. И в целом электрозарядные станции, объединенные в такие электрохабы, могут в будущем стать очень крупными потребителями. Но будет развиваться и рынок газомоторного топлива, и СПГ, для чего у нас строят те же криоАЗС. То есть, я думаю, сложится некий баланс разных видов топлива.

-Вы сами на электромобиле пробовали ездить?

-Да, конечно, и мне очень понравилось. У нас в республике уже целое движение энтузиастов электромобильного транспорта сложилось. При наличии возможностей я бы охотно ездил на такой машине. Но сегодня многие домохозяйства имеют в своем парке еще и обычный автомобиль – дизельный или бензиновый. Потому что пока для потребительского рынка электрокар больше выглядит как городской транспорт.