В 2012 году ключевые для Группы «Интер РАО» события происходили в ее главном бизнес-дивизионе – в генерации. Сперва была проведена реорганизация генерирующих активов, затем в контур Группы вошли башкирские энергообъекты общей мощностью более 4 ГВт. В интервью «Энергии без границ» член правления – руководитель блока производственной деятельности ОАО «Интер РАО ЕЭС» Павел Оклей рассказал об эффекте от реорганизации генерирующих компаний, о возможностях, которые дало приобретение башкирской генерации, а также о наиболее перспективных направлениях технического развития Группы.
– В этом году в «Интер РАО» прошла реорганизация генерирующих активов Группы. Цели и задачи ее ясны. Между тем у этих активов уже был единый управляющий контур – «Интер РАО – Управление электрогенерацией», а сами ОГК-1, ОГК-3 и «Интер РАО – Электрогенерация» существовали, по сути, на бумаге. Насколько теперь управление станциями упростится по сравнению с конструкцией 2010–2011 годов?
– Переход к единой компании делает систему управления более простой и логичной. При этом мы получим значительный эффект от того, что объем управленческобюрократических процедур уменьшился, а скорость принятия решений и их качество возросли. Безусловно, очень важным является синергетический эффект от объединения финансовых потоков трех компаний, ранее разрозненных. Думаю, это позволит существенно оптимизировать использование финансового потенциала единой компании, особенно в сфере финансирования программ технического перевооружения и реконструкции. например, в ОГК1 и ОГК3 фонды были более изношены, существующих объемов амортизации не всегда хватало. В то же время в другой компании было сконцентрировано несколько «молодых» станций, которые ранее были филиалами ОАО «Интер РАО ЕЭС», но в прежней структуре управления перераспределение финансовых источников было практически невозможно.
– В ноябре «Интер РАО» завершила сделку по приобретению генерирующих объектов в Башкирии. В структуре Башкирской генерирующей компании (БГК), помимо тепловых станций, – целых 10 ГЭС, в том числе мини-ГЭС. Как эти новые активы впишутся в систему управления российской генерацией «Интер РАО», которая до сих пор состояла из тепловых станций?
– Как вы знаете, в составе производственных активов «Интер РАО» и до приобретения БГК имелись мини-ГЭС, на Верхнетагильской и Ириклинской ГРЭС. Так что такие объекты не новинка для нашей компании – у нас есть хорошие специалисты в этой области. К тому же мы приобретаем уже успешно работающие активы, укомплектованные специалистами: квалификация башкирских энергетиков не вызывает у меня сомнений. Поэтому, думаю, в этой части проблем быть не должно. Кроме миниГЭС, в составе башкирской генерации имеется значительное количество объектов малой генерации мощностью менее 25 МВт (например, газопоршневые установки) – для нас это хорошее подспорье в развитии технологической платформы «Распределенная генерация». На таких объектах мы сможем отрабатывать различные подходы в данной области, и с этой точки зрения мы получили очень интересный актив.
– Распределенная энергетика, о которой вы упомянули, в последнее время стала очень популярной в отрасли темой. Вы разделяете этот оптимизм?
– Я давно считаю это направление очень перспективным. Строительство крупных генерирующих объектов оправданно и целесообразно в узлах крупного энергопотребления – рядом с промышленными центрами и крупными городами. Но в России есть исторически сельскохозяйственные регионы – такие, например, как Алтай или Псковская область. Там, с одной стороны, есть население, есть свой малый и средний бизнес, которым нужна электроэнергия, а с другой – есть и неэффективная топология электрических сетей, доставшаяся в наследство еще от советских времен и, как следствие, не учитывающая изменений потокораспределения. Существует там и деградация распредсетевого комплекса: проблемы с поддержанием уровня напряжения, с реактивной мощностью, с эффективностью передачи. Поэтому там, где есть длинные тупиковые сети 110/35 кВ – в небольших городках или поселках городского типа, – имеет смысл строить объекты малой генерации. Думаю, что их потенциал в настоящий момент серьезно недооценен – вопервых, в части выработки и поставки электрической энергии для компенсации потерь и электрической мощности для регулирования уровней напряжения в распредсетях; вовторых, в части поставок электроэнергии на розничный рынок по двусторонним договорам. Развитие в этом направлении не противоречит технической политике «Интер РАО ЕЭС». Распределенная генерация вполне может стать еще одним сегментом энергетического рынка, где компания будет играть заметную роль.
– Прошлая зима выдалась холодной, и многие станции работали на полной загрузке. Как в этом году прошла подготовка к ОЗП и ремонтная кампания?
– Ремонтная кампания прошла достаточно сложно и напряженно, но выполнена практически в полном объеме. Все паспорта готовности получены. Что касается башкирской генерации, то по договоренности с предыдущим владельцем мы получали информацию о состоянии производственных активов, ходе ремонтной кампании, программы техперевооружения и реконструкции – все акты у нас на руках.
Технический персонал в Башкирии грамотный, уровень эксплуатации и техническое состояние объектов я оцениваю как очень неплохие, особенно в сравнении с сопоставимыми активами такого же возраста.
– Наращиваются ли объемы ремонтных программ?
– Можно сказать, остаются примерно на том же уровне. В прошлом году объем ремонтной программы по факту составил 5,8 млрд рублей, в этом году ожидается на уровне 6,2–6,3 млрд. Частично это объясняется инфляцией, частично – разной структурой ремонтов. например, в один год у вас может быть один капитальный ремонт и два текущих, в следующем – три текущих и ни одного капитального. Что касается технического перевооружения и реконструкции (ТПиР), то в прошлом году было потрачено 6,2 млрд рублей, в этом ожидается 6,7 млрд. на самом деле за счет ТПиР мы зачастую пытаемся компенсировать недостаточный объем ремонтов прошлых лет. Мы просто вынуждены это делать, чтобы не терять в надежности и уменьшить количество объектов, находящихся в предкритичном состоянии.
Мы надеемся, что реализация производственных программ позволит переломить ситуацию в лучшую сторону, и в дальнейшем работа будет направлена уже на улучшение технических показателей, а доля современного оборудования в структуре производственных активов будет расти.
– А что касается нового оборудования – на каких направлениях, по-вашему, следует сосредоточиться в первую очередь?
– Возможно, инженеры, отработавшие большую часть жизни в генерации, со мной не согласятся, но я считаю, что наиболее перспективные направления в области инноваций и техперевооружения связаны с технологиями сжигания топлива. Именно там сосредоточены основные резервы для повышения эффективности генерации, снижения себестоимости производства электроэнергии. Если говорить об угольных блоках, это касается и недожогов угля, и самих режимов сжигания, и качества подготовки пылеугольной смеси. В то же время необходимо значительно развивать технологии сжигания газа, который сейчас зачастую сжигается в переоборудованных угольных котлах. Да, когда газ был дешевым, это могло быть эффективным, но с нынешней ценой на газ на части станций электроэнергия, выработанная на прямом сжигании газа, оказывается дороже, чем энергия угля. Даже если сравнивать со старыми угольными блоками. В результате бывают периоды, когда работать на газе уже невыгодно.
– При этом считается, что современные газовые станции более эффективны и экологичны. Как вы оцениваете перспективы угольной генерации?
– От угля отказываться нельзя: это несвоевременно и неразумно. Безусловно, газотурбинные установки и новые парогазовые блоки, которые мы строим, очень эффективны. У самых современных в мире турбин КПД уже доходит до 67%. Но мы в данном случае сравниваем современную газовую генерацию со старыми технологиями сжигания угля, что некорректно. Если развивать технологии сжигания угля, то не факт, что они окажутся неконкурентоспособными.
Кроме того, при всем уважении к газовой генерации, у нее есть ряд недостатков. Вопервых, она жестко привязана к транспортировке газа. В случае экстремально низких температур, когда давление в трубопроводах снижается, а отбор газа возрастает, вводится режим потребления № 1, и мы вынуждены снижать потребление газа и переходить на резервное топливо. Но на резервном топливе такие турбины могут работать не более пяти суток в году, и только трое суток подряд. Для системной надежности иметь одну лишь газовую генерацию рискованно. Для угольной станции подобные риски минимальны – топливо хранится на складах в объемах, достаточных для преодоления таких ситуаций, и подвоз по железной дороге может быть организован вне зависимости от погоды. Если учитывать развитие технологий сжигания и продолжение роста цены на газ, то, думаю, будущее именно за углем. К тому же существует ряд регионов, где своего газа нет и не предвидится. Забайкалье, например, или Бурятия. Зато там есть угольные разрезы.
– Какой сейчас топливный баланс у генерации «Интер РАО»?
– Примерно 27–28% – это уголь, 70% – газ. Еще 1,5–2% – это мазут, аварийное и резервное топливо.
– И тем не менее одна из самых громких новостей в отрасли за последнее время – это подписание долгосрочного договора о газоснабжении на 25 лет между «Интер РАО» и НК «Роснефть»…
– …благодаря которому мы получаем очень хороший долгосрочный экономический эффект. Я расцениваю этот договор как очень выгодный для «Интер РАО». Мы давно и планомерно занимаемся оптимизацией топливных контрактов в Группе. Первой ласточкой был неплохой 18летний контракт с «ТНКВР» по поставкам газа на Нижневартовскую ГРЭС. Потом мы подписали договор до 2016 года с «НОВАТЭКом», который тоже оказался весьма выгодным, как и последний контракт с «Роснефтью».
Отдельное спасибо хочу сказать нашему блоку закупок за успешно проведенную кампанию по закупке угля на этот год.
– Современные международные корпоративные стандарты придают большое значение не только экономической эффективности, но и вопросам экологии. В этом году претензии, связанные с эко логией, предъявлялись Омскому филиалу ТГК-11. Что там на самом деле произошло?
– Что касается черного снега, то вокруг этой темы – старой, понятной и в Омской области давно известной – множество нездоровых спекуляций. Есть угольные энергоблоки, построенные в советское время. Из них последний был введен лет 30 назад. Когда строится угольная станция, след рассеивания дымовой трубы тщательно просчитывается: строить жилые здания на земельных участках, попадающих в возможную зону выбросов, запрещено. К сожалению, при эксплуатации энергообъектов иногда происходят сбои в работе оборудования. В данном случае имел место сбой в работе электрофильтров. Непонятно почему, но после развала СССР в зоне рассеивания дымовой трубы разрешили индивидуальное жилищное строительство, так что там появились коттеджные поселки. Вместо того чтобы разобраться, кто выдавал разрешение на строительство и, собственно, в законности строительства, комуто проще обвинить во всем энергетиков.
– Вопросы экологии возникают там, где есть старые энергоблоки. Как в «Интер РАО» решается вопрос вывода устаревшего оборудования?
– У нас есть четкие планы вывода наиболее неэффективной мощности. Это внеблочная часть на Верхнетагильской и Южноуральской ГРЭС, которые мы планируем вывести к 2016 году. Кроме того, в 2014–2015 годах должны быть выведены старые блоки Черепетской ГРЭС, одновременно там будут запущены два новых современных угольных блока. Плюс на Верхнетагильской станции к 2016 году появится новый блок – ПГУ, на Южноуральской – два таких блока. Таким образом решается целый комплекс вопросов, поскольку повышается не только эффективность генерирующего оборудования, но и экология района.
