Модель для сборки
Первая парогазовая станция России была обречена стать яблоком раздора. Зерно противоречий в интересах поставщиков топлива, энергетиков и потребителей было посеяно еще на стадии планирования проекта. В результате тиражирование инженерных и управленческих новаций в отечественных энергосистемах по-прежнему находится под вопросом.
Первое, что бросается в глаза на официальном сайте Северо-Западной ТЭЦ – формулировка миссии станции. Звучит она довольно логично: «Город Санкт-Петербург, в котором проживает почти 5 млн жителей и расположены многочисленные промышленные предприятия, испытывает значительную потребность в электроэнергии и тепле. Для удовлетворения этих потребностей… было начато сооружение Северо-Западной ТЭЦ». Однако в данном утверждении есть по меньшей мере одна явная нестыковка. Острой необходимости в новой крупной электростанции для Санкт-Петербурга или области в 1993 году, когда принималось решение о начале стройки, не было.
Еще в советские времена в стратегически важном Северо-Западном регионе была создана мощная энергетическая база, включавшая Ленинградскую АЭС (4000 МВт), Киришскую ГРЭС (2100 МВт) и 15 электростанций «Ленэнерго» общей мощностью 3245,5 МВт. В 1990-х, когда промышленные предприятия региона резко снизили объемы производства, здесь возник избыток мощностей, и электростанции активно поставляли свою продукцию в традиционно энергодефицитные регионы страны.
Впрочем, даже на этом фоне бизнес Северо-Западной ТЭЦ выглядит явным исключением. Начиная с 2003 года и по настоящее время практически вся энергия, произведенная на станции, напрямую экспортируется в Финляндию. По словам научного руководителя Центра стратегических разработок «Северо-Запад» Юрия Перелыгина, Северо-Западная ТЭЦ изначально готовилась для вывода на западный рынок. Именно поэтому стройплощадка для самой современной тепловой станции в стране была выбрана практически в приграничной зоне.
«Фау-94» для Петербурга
Северо-Запад уже как минимум дважды становился модельным регионом для обкатки наиболее передовых технологий в электроэнергетике. В декабре 1926 года на впадающей в Ладожское озеро реке Волхов была построена первая отечественная гидроэлектростанция. План электрификации России (ГОЭЛРО) предусматривал тиражирование технологии производства электричества с помощью давления воды – это было реализовано на построенных впоследствии ДнепроГЭСе и других гидроузлах. В декабре 2000 года, когда энергетики отмечали 80-летие Плана ГОЭЛРО, в Петербурге была запущена первая парогазовая станция – Северо-Западная ТЭЦ. Как в свое время Волховская ГЭС, она также должна была стать модельным проектом. Однако запутанная схема привлечения инвестиций в итоге привела к острым спорам о праве собственности на энергоактивы.
В соответствии с первоначальным замыслом Северо-Западную ТЭЦ предполагалось оснастить четырьмя парогазовыми установками общей мощностью 1800 МВт, планируемый объем инвестиций должен был составить $1 млрд. Генеральным подрядчиком проекта было выбрано ГУП «ВО Технопромэкспорт», а поставки оборудования для станции и часть строительных работ осуществлялись консорциумом PSI в составе трех иностранных компаний: немецкой Siemens, а также финских Polar Corporation и Fortum Engineering Ltd, являвшихся субподрядчиками «Технопромэкспорта». Привлечение иностранных партнеров было неизбежным, поскольку пригодных для «большой энергетики» парогазовых турбин российского производства на тот момент не существовало. Причем сотрудничество с немецкой компанией включало не только поставку оборудования, но и передачу ноу-хау – технологии изготовления парогазовых турбин V(«фау»)-94.2. По словам руководителя «Инвест энерго» (структурного подразделения «Технопромэкспорта») Валерия Илюшина, в график работ была заложена следующая последовательность. В первой установке российские комплектующие должны были составить 11%, во второй 25%, а четвертую планировалось уже полностью изготовить в России. Однако соблюсти это условие не удалось. Две установки, уже работающие на станции, и две поставленные «Технопромэкспортом» для второго блока, – чисто немецкого производства. В России производилась только сборка на СП «Интертурбо» (Siemens-ЛМЗ).
Проблемы возникли и со сроками пуска станции. Из-за недостаточного финансирования первоначальные сроки пуска блоков (первого – в 1996 году, второго – в сентябре 1998-го) были перенесены. «Живых денег у РАО тогда не было, поэтому в ход шли взаимозачеты, а также бартерные, вексельные схемы», – вспоминает Валерий Илюшин. Более того, трудности, возникшие с финансированием рублевой части строительства, позднее привели и к срыву валютных платежей изготовителям оборудования. Деньги для этих целей накапливались на специальном счете, за счет выручки от продажи российской электроэнергии в Финляндию. У «Технопромэкспорта» было право использовать эти средства, в том числе для оплаты текущих расходов по реализации проекта, но поскольку с рублевыми платежами были проблемы, возник «кассовый разрыв». Погасить задолженность перед поставщиками из накопленных средств в установленные контрактом сроки оказалось нереально. Все это вылилось в предъявление официальных претензий с последующим разбирательством в парижской Международной коммерческой палате. Урегулировать спор удалось только в августе 2003 года, когда между PSI и «Технопромэкспортом» было заключено мировое соглашение. Это позволило аккумулировать достаточные средства не только для оплаты поставок импортного оборудования, но и для погашения задолженности РАО «ЕЭС» перед «Технопромэкспортом». На практике схема работала следующим образом. В 2000 году «Технопромэкспорт» подписал с финским энергоконцерном Fortum семилетний контракт на поставку электроэнергии, выступая в нем лишь контрактной стороной. Экспортную выручку «Технопромэкспорт» направлял на расчеты с иностранными поставщиками оборудования.
Однако и эта схема не стала окончательной. В июне 2005 года РАО и «Технопромэкспорт» подписали новый контракт на сумму 3,3 млрд руб. на достройку второй очереди станции. РАО обязалось выплатить эту сумму в счет рублевой части финансирования проекта. Инжиниринговая компания, в свою очередь, обязалась передать «Интер РАО ЕЭС» (на 60% принадлежащей РАО «ЕЭС», на 40% – «Росэнергоатому») контракт на экспорт энергии в Суоми, служивший с момента начала стройки залогом финансовых обязательств РАО перед «Технопромэкспортом».
По словам главы «Технопромэкспорта» Сергея Моложавого, новая схема гарантирует стабильное финансирование проекта и позволит завершить строительство второго блока к 2006 году. Несмотря на этот оптимизм, «Технопромэкспорт» увязал передачу «Интер РАО» своих функций контрактодержателя с фактом открытия аккредитива на строительство второго блока. По данным «Ко», трансфер экспортного контракта завершился 1 июля 2005 года.
Столь бурная история проекта не могла не привести в конечном счете к появлению целого ряда вопросов весьма немирного свойства. В частности, какова реальная стоимость станции, кому и в каких долях она должна принадлежать, кто ею будет управлять. Ажиотаж вокруг контроля понятен: если оставить в стороне гидроэнергетику, Северо-Западная ТЭЦ в России, пожалуй, является наиболее привлекательным энергоактивом.
Раскрутка турбин
Первая серьезная стычка произошла в 2003 году, когда был объявлен тендер на управление ТЭЦ. В итоге год назад финская Fortum уступила компании Enel ESN Energo, составленному итальянской Enel и группой ЕСН, принадлежащей предпринимателю Григорию Березкину. Вся затея с «приглашением варягов» была преподнесена как потенциальный механизм привлечения иностранцев не только к управлению, но и к инвестированию в российскую электроэнергетику. Однако предварительные результаты реализации этого начинания оказались далеко не однозначными.
Первый год управления станцией иностранцами пришелся как раз на плановый ремонт первого энергоблока Северо-Западной ТЭЦ. В сроки, отведенные регламентом обслуживания на профилактические работы, уложиться им не удалось. Вынужденный простой станции затянулся более чем на месяц. Ответственных за срыв сроков регламентных работ, как всегда, оказалось много.
Enel ESN Energo для техобслуживания ТЭЦ применила стандартный западный подход, исключающий содержание собственной ремонтной службы на станции. В России каждая станция имеет собственных ремонтников, которые постоянно контролируют состояние оборудования, знают каждый винтик. На Западе, напротив, от подобной практики отказались с целью сокращения издержек. Стоимость рабочей силы там высока, и выгоднее отдать ремонтные работы на подряд специализированным сервисным компаниям, работающим вахтовым методом. Внедрение подобной схемы внутри России особого смысла не имеет, считает Илюшин: экономии, скорее всего, не будет, а риск высокий, да и специализированных компаний у нас не так много.
В конечном итоге представители управляющей российско-итальянской компании Enel ESN Energo обвинили концерн Siemens в том, что одна из двух турбин первого энергоблока станции имела скрытый дефект. В качестве компенсации руководители станции предложили немецкой компании возместить убытки в размере 50 млн руб. Российское представительство Siemens настаивает, что никаких скрытых дефектов в турбине не было. Конфликт, стартовавший в середине лета, не разрешен и по сей день.
У новых управляющих возникли трудности еще в одной сфере. «Газпром» оказался отнюдь не заинтересован в увеличении поставок газа на станцию. Северо-Западная ТЭЦ потребляет газ по внутренним ценам, а электроэнергию экспортирует по ценам мирового рынка. При этом станция расположена недалеко от границы с Финляндией, куда «Газпром» поставляет сырье по ценам в 3,5 раза выше, чем на внутреннем рынке. По неофициальным оценкам, от конкуренции с ТЭЦ на финском рынке «Газпром» теряет около $80 млн в год. По мнению Петра Безукладникова, генерального директора "Энель ЕСН Энерго", упреки подобного рода можно адресовать любому предприятию, осуществляющему экспортные поставки: меткомбинатам, химической промышленности. «СЗ ТЭЦ продает 85% объема производимой электроэнергии (мощности) по тарифам, утверждаемым федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий в установленном законом порядке, остальные 15% объема реализует в секторе свободной торговли оптового рынка по свободным (нерегулируемым) ценам, прямого экспортного контракта у станции нет. Поэтому упреки «Газпрома» в том, что станция, закупая газ по внутренним ценам на территории России, продает электроэнергию на экспорт, абсолютно необоснованны», – считает Безкладников. Собеседник «Ко» в «Газпроме» прокомментировал эти аргументы на условиях анонимности следующим образом: «Северо-Западная имеет выделенную линию для поставок электроэнергии в энергосистему Финляндии, и мы заинтересованы в более справедливом распределении доходов от продажи энергии, выработанной из нашего газа. Пока таких условий достигнуто не будет, долгосрочный контракт заключать рано».
Преодолеть противоречие пока не удается, несмотря на хорошие взаимоотношения «Газпрома» с ЕСН (осенью прошлого года группа Березкина продала концерну принадлежавшие ей 5,3% акций РАО «ЕЭС») и даже на то, что одна из «газпромовских» структур является акционером Северо-Западной ТЭЦ («Лентрансгазу» принадлежит 12,26% акций станции). В 2004 году «Лентрансгаз» выиграл иск в арбитражном суде Санкт-Петербурга, по которому требовал признать недействительным договор на поставки электричества между РАО «ЕЭС» и Северо-Западной ТЭЦ. По мнению «Лентрансгаза», РАО как акционер ТЭЦ не имело право голосовать за заключение этих соглашений, поскольку было заинтересованной стороной. Ему пока не удалось оспорить данное решение арбитражной инстанции, что делает позицию Северо-Западной ТЭЦ в отношениях с «Газпромом» достаточно уязвимой.
Интересно одно совпадение: на днях Минпромэнерго предложило правительству новую формулу для использования в долгосрочных контрактах, в которой стоимость газа будет напрямую «завязана» на цену электроэнергии.
Отметим, что столь жесткая позиция объясняется не только отсутствием желания поощрять конкурентов. У «Газпрома» на северо-западном направлении уже давно зреет большая проблема. Максимальная пропускная способность систем газопроводов, поставляющих топливо в регион, составляет 87 млн куб. м в сутки. При этом ожидаемое потребление газа в регионе – более 120 млн куб. м в сутки. Помимо электростанций РАО трубопровод питает Санкт-Петербург, Ленинградскую область, Республику Карелия, по нему же идут экспортные поставки «Газпрома» в Финляндию. Цена решения проблемы колеблется от $70 млн (новая компрессорная станция) до $480 млн (новый трубопровод). Платить эти деньги исключительно из своего кошелька «Газпром», естественно, не желает, и можно предположить, что РАО «ЕЭС», заинтересованное в гарантированных поставках топлива, рано или поздно будет вынуждено принять участие в решении транспортной проблемы.
Еще одним претендентом на активы станции могут быть структуры, близкие к губернатору Петербурга Валентине Матвиенко. В апреле 2005 года на приватизационном аукционе за 7,55-процентный пакет акций Северо-Западной ТЭЦ, принадлежавший Фонду имущества города, некая компания «Международные торговые консультанты» заплатила стартовую сумму в 101 млн руб. Аналитик компании «Финам» Семен Бирг отмечает, что сделка прошла по цене чуть более $100 за 1 кВт установленной мощности. «Стоимость строительства аналогичных мощностей как минимум в три раза дороже. А средняя оценка энергомощностей российских электростанций, даже изношенных более чем на 70%, составляет $125 за кВт установленной мощности», – замечает Бирг.
Исходя из итогов аукциона, вся станция должна стоить порядка 1340 млн руб. (меньше $50 млн). Тем временем, судя по опубликованным на сайте Северо-Западной ТЭЦ данным, стоимость основных фондов одного лишь первого пускового комплекса составила 6235 млн руб. (около $220 млн). Не стоит забывать, что станция строилась в период бурной инфляции, поэтому адекватно рассчитать затраты на строительство в долларах сложно, однако, по сведениям «Ко», сумма инвестиций в создание станции в 1993 – 2005 годах составляла $617 млн. При таком дисконте пакет акций Северо-Западной ТЭЦ может быть интересен не только стратегическим инвесторам в электроэнергетику.
По имеющейся в распоряжении «Ко» информации, не исключено, что покупателем госпакета стала структура сына питерского губернатора Сергея Матвиенко. В пользу этой версии говорит тот факт, что компания «Международные торговые консультанты» (по данным на конец 2004-го) являлась «внучкой» Внешторгбанка, где Матвиенко занимает пост вице-президента. Интерес «консультантов» к ТЭЦ может состоять в следующем. По словам гендиректора Enel ESN Energo Петра Безукладникова, российский оператор экспорта и импорта «Интер РАО ЕЭС» собирается приобрести блокирующий пакет акций ТЭЦ до конца лета. Здесь интересен один сюжетный ход. В ходе завершившейся в июне 2005 года допэмиссии акций Северо-Западной ТЭЦ значительный пакет (26,6%) отошел нераскрываемым покупателям, в числе которых, как предполагается, – компания «Международные торговые консультанты». Не исключено, что покупатели вложились в акции именно с целью дальнейшей их перепродажи структурам РАО. Примечательно при этом, что «Интер РАО ЕЭС» планировало привлечь для оплаты дополнительных акций станции кредит на $60 – 65 млн именно от Внешторгбанка.
Как видно, неподдельный интерес к Северо-Западной ТЭЦ со стороны конкурирующих бизнесменов не дает ответа на вопрос, как превратить уникальный проект, финансировавшийся из централизованного бюджета РАО, в модель для модернизации энергетической системы, которая будет разделена после реформирования холдинга жесткими корпоративными границами. Молодые ОГК и ТГК, не располагая средствами, достаточными для финансирования масштабных проектов, не смогут финансировать эту деятельность исключительно за счет банковских кредитов, без резкого роста энерготарифов. А привлечь инвесторов, согласных «заморозить» значительные средства в оборудовании энергостанций, вряд ли удастся, не решив ключевую проблему дисбаланса между внутренними и внешними ценами на энергию и топливо.
Технология из пара
В советской России парогазовые станции не получили развития: ставка делалась на другую технологию. Увеличения производительности энергетических установок пытались добиться за счет повышения параметров пара, так называемой сверхкритики. В результате возникло технологическое отставание. Помочь ликвидировать его должна была постройка Северо-Западной ТЭЦ, которую РАО «ЕЭС России» рекламировало как технологический прорыв, позволяющий «снизить расход природного газа на производство энергии на 25% по сравнению с наиболее совершенными паровыми энергоблоками». Речь идет о наиболее эффективном на сегодня промышленном способе преобразования тепловой энергии в электрическую в парогазовом цикле. Энергия топлива здесь используется дважды. Сначала газ сжигается в двух газовых турбинах, которые крутятся и вырабатывают электроэнергию. Далее продукты горения нагревают воду в котле- утилизаторе, и пар крутит паровую турбину. В результате КПД, как пояснили «Ко» в РАО «ЕЭС», составляет 52%, в то время как на обычных паросиловых агрегатах этот показатель не больше 38 – 40%. Способность экономить топливо – это весьма важное свойство нового оборудования. Дело в том, что сейчас более 70% российских тепловых электростанций работают на пока еще дешевом газе. Однако так называемая газовая пауза, характеризующаяся преобладанием в топливном балансе электроэнергетики газа, судя по заявлениям топ-менеджеров «Газпрома», поставщиков угля и многих чиновников, вскоре должна завершиться. При неизбежном росте цен на газ уровень издержек станет критическим фактором для бизнеса любой из энергогенерирующих компаний. Сейчас все строящиеся в России ТЭЦ рассчитаны на использование газа. Это Тюменская ТЭЦ-1, где на новую технологию в 2002 году был переоборудован один блок мощностью 220 МВт, а также открытая в 2004-м Сочинская ТЭЦ мощностью 78 МВт. На 1 ноября текущего года намечен пуск первого блока Калининградской ТЭЦ-2 мощностью 450 МВт, а на 2006-й – второго блока Северо-Западной ТЭЦ с такими же параметрами. Кроме того, ведется строительство Ивановских ПГУ, первый блок которых мощностью 354 МВт планируется завершить в 2007 году.
«Сегодня потребность в парогазовых установках оценивается в 103 комплекта для 20 российских ТЭЦ, – поясняет заместитель начальника департамента по взаимодействию со СМИ энергохолдинга Татьяна Миляева. – С учетом износа существующих паросиловых установок перевод всех газовых электростанций России на парогазовый цикл позволил бы ежегодно экономить более 40 млрд кубометров топлива». Рано или поздно на парогазовый цикл придется переводить все газовые теплоэлектростанции (их мощность составляет около 65 000 МВт – это половина от установленной мощности всех станций холдинга). Несколько месяцев назад председатель правления РАО «ЕЭС» Анатолий Чубайс оценил стоимость этих работ «минимум в $30 млрд».
Подписывайтесь на нас:
Еще по теме
