«Надеюсь, мы увидим российскую турбину в работе»

После начала военных действий на Украине энергокомпании России столкнулись с проблемой обслуживания иностранных газовых турбин, объем мощности которых превышает 20 ГВт. Регуляторы разрешили энергетикам выводить иностранные машины в резерв, а Минпромторг заявил об ускорении производства российских аналогов. Как решить проблему ремонтов западного оборудования и когда появится российская турбина, “Ъ” рассказал гендиректор «Т Плюс» Андрей Вагнер.

Андрей Вагнер

Фото: Иван Водопьянов, Коммерсантъ

— Когда планируете подписать договор с «Силовыми машинами» на поставку газовых турбин ГТЭ-65 для двух энергоблоков с запуском в апреле 2028 года?

— Проект сложный. Хотели заключить контракт в августе, но не вышло. Теперь есть договоренности подписаться до конца текущего года.

— «Северсталь» не будет ставить первый образец турбины на свою ТЭЦ Череповецкого металлургического комбината. Как это повлияет на ваш контракт?

— В этом и есть сложность переговоров. Мы хотели получить уже доработанную турбину после обкатки. Мы на этот риск готовы пойти, потому что нам нужны две турбины. Но есть масса нюансов — и в сроках изготовления турбины, и в ее качестве.

В переговорах также участвует Минэнерго, поскольку, скажем так, пока нет однозначной веры в то, что первая турбина будет готова.

— Как вы будете распределять риски с «Силмашем»?

— Когда ты покупаешь серийную турбину, то риски простые. Другое дело — покупать пилотный образец. Например, у компании есть обязательства в ДПМ (договоры поставки мощности, гарантирующие инвестору возврат вложений через повышенные платежи потребителей за энергию.— “Ъ”) по срокам запуска блока. В рамках ДПМ есть нештрафуемый период отсрочки ввода, но ключевой вопрос в том, что турбина нужна именно в 2028 году. После этого времени экономический эффект проекта начинает теряться, а с 2030 года она уже совсем не нужна. Есть крайние сроки поставки, которые мы обсуждаем. В контракте прописываем также риск поставки турбины худшего качества, потому что это будет транслироваться в экономику «Т Плюс» и в обязательства по поставке мощности и по загрузке блока в рамках ДПМ. Мы с «Силмашем» по многим моментам продвинулись и договорились.

— Как продвигается обсуждение корректировки CAPEX энергоблоков на российских турбинах?

— Есть методика определения цены. Стоимость, по которой мы выиграли проект, индексируется каждый год. Стараемся пока держаться в этих рамках.

— Нужно ли продолжать отборы проектов энергоблоков на российских газовых турбинах?

— Конечно, нужно. Эффективность парогазовых установок (ПГУ) в два раза выше, чем паросиловых (ПСУ). КПД парогазового блока составляет 54–56%, а паровой турбины — 32%. Программа модернизации старых ТЭС началась с реализации проектов на базе ПСУ, но это было плохим решением. Благодаря активным усилиям участников рынка, в том числе нашим усилиям, удалось сменить направление в сторону ПГУ. Возник вопрос: какая газовая турбина будет использоваться? Решили пойти в сторону отечественного оборудования. Можно долго рассуждать о том, почему до сих пор в России нет своей турбины. Но я надеюсь, мы все-таки увидим российскую машину в работе.

— Почему вы до сих пор не вывели в резерв ни один энергоблок на иностранных газовых турбинах?

— У нас ситуация сложнее, чем у других генерирующих компаний. Все новые парогазовые блоки несут тепловую нагрузку. Чтобы их остановить, нужно найти какую-то замену. Поэтому к теме подходим очень осторожно, активнее других обращаемся к рынку в поисках замещающих решений по сервису турбин и по запчастям. Российские предприятия готовы идти в эту тему, но потребуется время, минимум полтора-два года.

— Когда вам нужно выводить турбины на ремонт?

— Сейчас все блоки работают без нарушений технических правил эксплуатации. Мы проанализировали ситуацию и сдвинули большую часть ремонтов на следующий год. Всего у компании 16 энергоблоков с разными типами иностранных турбин, общая их мощность свыше 2 ГВт. Это приличная часть в нашей экономике, поскольку оборудование высокоэффективное.

— Есть ли у вас интерес к российским активам швейцарской Sulzer, которая объявила об уходе из России?

— Сейчас у нас с ними фаза расставания. В частности, выкупаем запчасти, которые они еще готовы поставить. Какие у нас могут быть интересы к активам Sulzer, если у них пропала возможность сервисного обслуживания турбин из-за неспособности поставить запчасти? Нет, у меня нет к ним интереса.

— У Sulzer есть предприятие в Свердловской области по ремонту и производству лопаток для турбин.

— Этот актив — машиностроительная часть, а мы туда не рвемся. К тому же их завод способен производить буквально считаные комплекты лопаток в год.

— Почему вы подали судебный иск к российской структуре Sulzer, учитывая, что у вас один и тот же мажоритарный акционер («Ренова» Виктора Вексельберга.— “Ъ”)?

— Во-первых, Sulzer на 100% принадлежит швейцарской компании, во-вторых, у нас нет мажоритарного акционера. А в целом это история двухлетней давности по обслуживанию оборудования. Нам был нанесен ущерб. Сейчас блоки исправно работают.

— Нет ли у вас планов самостоятельно заняться обслуживанием иностранных газовых турбин?

— Мы эксплуатирующая организация, поэтому обязаны выстроить какую-то схему для обслуживания оборудования. Чехарда с обслуживанием иностранных турбин происходит уже не первый раз: сначала был длинный период становления сервиса турбин в России с нуля после ввода большого количества новых блоков по ДПМ, потом проблемы из-за низкого качества сервиса, теперь новая фаза из-за санкций.

Постоянно сталкиваться с проблемами и искать выход —увлекательно, но затратно, трудоемко и очень рискованно.

Есть в этом и плюсы: мы многому научились, набили шишек. В части инжиниринга точно будем выстраивать свою схему, и для этого все необходимое есть, например инжиниринговое подразделение. Остается только вопрос запчастей и материалов, но этим должны заниматься уже машиностроители.

— Может ли возникнуть необходимость вывозить турбину на ремонт за рубеж?

— Вывоз оборудования на завод-изготовитель — это сложный ремонт с серьезной поломкой. Пока нам достаточно проводить стационарные работы на площадках. Замена лопаток, например, тоже происходит на площадке. Я надеюсь, что в России появится возможность более сложных ремонтов внутри страны.

— Обновляется ли иностранное программное обеспечение (ПО) для управления газовыми турбинами?

— Обновление и поддержка ПО всегда были частью сервисных контрактов с иностранной компанией, поэтому сейчас с этим могут быть сложности. Но мы уже давно занимаемся вопросами разработки собственного софта, самостоятельно его обновляем и обслуживаем. Есть план полной замены ПО на наших станциях. Часть работы мы закрываем сами, а также привлекаем сторонних российских разработчиков.

— Как повлияла мобилизация на вашу работу?

— У нас работают 50 тыс. человек, по мобилизации ушли меньше 1% сотрудников. Для станций это не критично. Много шагов сделано, чтобы людей не забирали массово, поскольку компания не может просто взять и остановиться или найти быструю замену сотрудникам с уникальной квалификацией. Наши предприятия — системообразующие, поэтому основные категории сотрудников имеют бронь.

— Как это сказалось на ваших подрядчиках?

— Мы не ощутили проблем. Не было таких историй, чтобы подрядчик сорвал работы из-за мобилизации.

— С чем связана задержка запуска энергоблоков на Пермской ТЭЦ?

— Есть много причин, в частности задержки с поставками и качеством проектных работ. Кроме того, компания была вынуждена сменить генподрядчика и теперь сама управляет стройкой. В итоге мы смогли удержать цены в пределах заявленного CAPEX, что важно с точки зрения экономики. Одна из турбин с 1 декабря точно будет на рынке. Второй энергоблок планируем запустить весной 2023 года. Мы ничего не потеряли: правительство отменило штрафы за задержку ввода, дополнительных эксплуатационных затрат нет, а основные повышенные платежи с рынка начинаются со второго года поставки мощности.

— Ожидаете ли проблемы с поставками оборудования для проектов в будущем?

— Пока мы не видим таких проблем, но понимаем, что задержек можно ожидать. По основному оборудованию — котлам и турбинам для паросиловых блоков — нет ожиданий срыва сроков поставок. Зреют риски по насосам и трубопроводам высокого давления из-за повышенной загрузки заводов. Сложности также могут возникнуть из-за перехода на отечественное ПО.

— Как повлияет на вашу экономику досрочная индексация тарифов на ЖКУ с 1 декабря на 9%?

— Доходная база увеличится на семь месяцев раньше плана. С другой стороны, индексация все равно отстает от инфляции, что вновь означает недополучение денег через тарифы на тепло. Стоимость металла выросла на десятки процентов, а не на 9%. Причем мы просили разные министерства, включая Минэкономики, Минэнерго и ФАС, провести повышенную индексацию еще летом, но этого не было сделано. Посмотрите на инфляцию последних лет: официальное значение 2021 года — 8,39%, а в июле 2021 года нам индексировали тарифы на 4%.

Индексация в тарифах на тепло всегда отставала и будет отставать от реальной инфляции, поскольку такова политика тарифных органов.

— Будете ли менять стратегию в тепловом бизнесе?

— Нет, мы не планируем менять подходы. Мы вошли уже в 24 концессии по тепловым сетям, у нас уже 16 ценовых зон по методу альтернативной котельной. Мы будем выполнять обязательства по этим проектам. Концессии и альтернативная котельная — не идеальный, но единственный возможный путь инвестирования.

— Минэнерго хотело ограничить индексацию цен по методу альткотельной на уровне «инфляция плюс 4%». Как вы относитесь к такой идее?

— Конечно, отрицательно. Индексация цены по методу альтернативной котельной рассчитывается максимально прозрачным способом, исходя из объективной ситуации в регионе. Увеличение цен всегда сложный шаг с точки зрения социальной обстановки, но мы же берем львиную долю инвестиций на себя. Необходимо иметь в руках механизм окупаемости вложений, причем на несколько лет вперед. Благо от идеи ограничения индексации цен отказались.

— Правительство изменило методику расчета цены по механизму альткотельной, подняв стоимостную базу на уровень 2019 года. Вас это устраивает?

— Определение цены — это арифметика. Можно, конечно, по отдельным моментам спорить. Мне в этом механизме не нравится только то, что он отдан на откуп договоренностей нас и региональной власти. Я бы хотел, чтобы закон о переходе на альткотельную имел обязательную силу.

— Какое отношение регионов к альткотельной в текущей ситуации?

— Разное. Других вариантов для реконструкции теплосетей нет. Механизм альткотельной движется: уже 33 муниципалитета в стране перешли в ценовую зону, и половина из них — наши. Сейчас еще два города на стадии подписания. Мы хотим в 2023 году перейти на альткотельную в 30–32 городах, хотя эти планы могут немного сдвинуться.

— Решает ли проблему Фонд содействия реформированию ЖКХ?

— Не могу сказать, что создание фонда — окончательное решение. Объем фонда на первом этапе — 150 млрд руб. на 2022–2023 годы (не только на теплоснабжение, но и на водоканалы). А необходимое финансирование на восстановление теплосетевого комплекса в целом по стране оценивается в несколько триллионов. Но фонд ЖКХ — это некое возмещение заниженных тарифов.

— Какую часть инвестиций вы сможете покрыть займами из Фонда ЖКХ?

— По этой программе мы уже получили 10,5 млрд руб., до конца года ожидаем одобрение еще 1,5 млрд руб. Для сравнения: суммарно наш общий годовой объем инвестиций превышает 30 млрд руб. В прошлом году мы заменили 721 км тепловых сетей, по итогам текущего года останемся примерно на таком же уровне. С 2016 года мы нарастили свою ремонтную программу почти в четыре раза, вышли на уровень замен по 3,7% сетей за год. В целом по стране в среднем меняют по 1,5% сетей, крайне редко — по 2%.

— Как прошел год по сборам платежей?

— Пока идем на уровне планов. Наш целевой показатель по уровню расчетов в этом году — 98,7% по теплу, 98,7% по электроэнергии на розничном рынке и 99,4% на оптовом рынке. Декабрь будет определяющим, потому что он всегда самый тяжелый по объему продаж. Некоторое нарастающее напряжение у нас есть в части населения.

— Ожидаете ли падения потребления тепла и электроэнергии?

— Пока я не вижу катастрофы по уровню потребления. В некоторых регионах потребление электроэнергии просело, что связано с чувствительностью бизнеса к санкциям. По потреблению теплоэнергии определяющим фактором остается погода: мы северная страна, поэтому в этом плане я не ожидаю серьезных изменений. Если говорить о прогнозах собираемости платежей, то мы зависим от состояния промышленности в стране. Если предприятия работают и у них есть выручка, то они платят нам вовремя. Промышленность развивается, значит, и у населения есть работа и зарплата для оплаты ЖКУ. Пока все макроэкономические и региональные показатели не говорят о катастрофе. Но негативные эффекты только начинают проявляться.

— Промышленность в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) уже пятый месяц снижает потребление мощности. Если ситуация сохранится, то некому будет оплачивать модернизацию ТЭС.

— В этом плане у нас есть своя стратегия. Основа нашего портфеля — ТЭЦ, то есть большую часть выработки электроэнергии мы делаем за счет увеличения тепловой нагрузки. За счет внутренней оптимизации мы повышаем загрузку и эффективность остающихся в работе станций. Наша цель — довести объем когенерации до 100%. В таком случае из этой ниши нас никто никогда не вытолкнет: тепло и горячая вода нужны всегда, а значит, и выработка электроэнергии останется на одном уровне. В перспективе наш бизнес-план будет выстроен именно в фокусе тепло- и электрогенерирующей компании.

— В этом году у вас провал по выработке электроэнергии. Почему?

— Начнем с того, что нет никакого провала (минус 3% в сравнении с 2021 годом). Снижение потребления электроэнергии в том числе связано с профицитом мощностей. Отчасти это результат новой программы модернизации старых ТЭС, которая позволила большой части генерирующих компаний за счет поверхностных ремонтов и замен оборудования продлить жизнь энергоблоков еще на 20–30 лет вперед. В итоге на рынке формируется дополнительный профицит энергомощностей. В такой ситуации выработка будет у всех падать.

— Планируете ли участвовать в следующих отборах программы модернизации старых ТЭС?

— У нас еще есть примерно 15–20 объектов, которые мы готовы заявить на отборы. Заявлять будем только наиболее эффективные объекты, которые требуются рынку. Нам нужно заменить определенное оборудование, которое будет работать еще много лет вперед хотя бы по тепловому балансу.

— Почему правкомиссия не одобрила ваш проект для энергоснабжения Бодайбо?

— Мы не участвовали в этом конкурсе. Это не наша зона интересов.

— Вы выиграли суд с ФАС по делу о манипуляции ценами на электроэнергию на рынке на сутки вперед (РСВ) в 2019 году. Тема полностью закрыта?

— На наш взгляд, тема закрыта.

— ФАС разрабатывает методику определения экономической обоснованности ценовых заявок генераторов на РСВ. Какие риски в этом?

— Мы не видели этого документа. В любом случае методика создаст одинаковые правила для всех участников рынка.

— С 1 декабря цены на газ индексируют на 8,5%. Как это повлияет на вашу экономику в секторе РСВ?

— Стоимость топлива должна быть отражена в цене электроэнергии. Но есть риск, что из-за избытка мощностей на рынке цены РСВ не вырастут синхронно с ценой на газ. Для нас в этом будет сложность, потому что почти 100% нашей генерации работает на газе.

— Каких финансовых результатов ожидаете в этом году?

— Объем выручки прогнозируем на уровне 419–420 млрд руб. в зависимости от погодных условий. Прогноз по прибыли пока не скажу, в том числе из-за досрочной индексации тарифов. Могу только утверждать, что она точно будет.

— Тема снижения выбросов СО2 для вас еще актуальна?

— Да, мы продолжаем двигаться в этом направлении. Мы одни из крупнейших в стране сжигателей газа. Наша цель буквально за четыре-пять лет на треть снизить выбросы за счет окончательного ухода от последних угольных и мазутных станций, повышения эффективности работы оборудования и его загрузки, сокращения расхода топлива. Этот путь в том числе помогает улучшать экономику: я уверен, что экологические требования будут ужесточаться через платежи за СО2 или через нормирование выбросов. Тренд не изменишь.

— СИБУР планирует продать ТГК-16. Вам интересен этот актив?

— Да, смотрим в эту сторону. Пока решений нет. ТГК-16 — это газовые ТЭЦ. Мы умеем зарабатывать на тепле, поэтому новый регион стал бы для нас преимуществом. Вопрос цены.

— В этом году компании 20 лет. Как бы вы охарактеризовали результаты ее деятельности за это время?

— У компании в целом хорошие результаты. Я бы отметил в числе главных строительство почти 3 ГВт новой генерации. За 20 лет нами было вложено в развитие энергетики страны почти 1 трлн руб. Мы достигли успехов в углеродной нейтральности — сегодня у компании 99% объектов уже работают на газе, даже станции в Заполярье.

«Т Плюс» — первая по концессиям и по переходу к ценовым зонам. Также компания достигла цифрового лидерства, одной из первых в ТЭКе начав «цифровую трансформацию» бизнеса. Работа по всем перечисленным направлениям продолжится.

Вагнер Андрей Александрович

Личное дело

Родился 17 августа 1957 года в поселке Курагино Красноярского края. Окончил Красноярский политехнический институт. Начинал карьеру на Западно-Сибирской ТЭЦ, где прошел путь от машиниста центрального пульта управления турбинами до директора станции. В 1998 году занял пост исполнительного директора и первого заместителя гендиректора ОАО «Кузбассэнерго». С 2000 года возглавлял департамент электростанций РАО «ЕЭС России», а затем стал заместителем управляющего директора бизнес-единицы №2 монополии (объединяла в том числе первую, вторую и четвертую оптовые генерирующие компании). Осенью 2006 года, после реформы РАО «ЕЭС России», занял пост гендиректора ТГК-2. В 2009 году пришел в «Т Плюс» на должность первого замглавы компании. С сентября 2019 года утвержден генеральным директором «Т Плюс».

ПАО «Т Плюс»

Company profile

ПАО «Т Плюс» (до июня 2015 года — «КЭС-Холдинг») — шестая по объему генерирующих активов энергокомпания в России (14,6 ГВт). Объединяет бывшие активы Волжской и Оренбургской ТГК, а также ТГК-5, ТГК-6, ТГК-9. Обслуживает 7 млн физических лиц и 180 тыс. юрлиц в 16 регионах. Под управлением «Т Плюс» — 51 ТЭС и 2 ГЭС, свыше 400 котельных и 20 тыс. км тепловых сетей. Установленная тепловая мощность — 52 тыс. Гкал/ч.

КИУМ (показатель загрузки) электростанций ПАО «Т Плюс» в 2021 году составил 44%, выработка — 54,6 млрд кВт•ч. Выручка ПАО «Т Плюс» за прошлый год по МСФО составила 419,4 млрд руб., чистая прибыль — 16,7 млрд руб., EBITDA — 66,6 млрд руб.

До 2018 года группа «Ренова» Виктора Вексельберга владела 57,1% «Т Плюс». После попадания господина Вексельберга под санкции США в 2018 году доля «Реновы» снизилась до 39,59%. С тех пор «Т Плюс» не публиковала актуальный состав акционеров.