В последние годы многие нефтяные компании увлеклись производством электроэнергии. Среди первопроходцев — BP, Chevron, Total и российский ЛУКОЙЛ, который пришел в этот бизнес еще в 2008 году. На сегодняшний день компания уже полностью выполнила обязательства по инвестпрограмме в рамках договоров на поставку мощности (ДПМ) и сейчас управляет 4 ГВт генерирующих активов.

Из нефтяников — в энергетики

Электроэнергетика ЛУКОЙЛа представляет собой уникальную для нефтегазовой компании структуру. Как и многие нефтяники, использующие для выработки электроэнергии для собственных нужд попутный нефтяной газ, подлежащий утилизации, компания выстроила мощный сегмент распределенной генерации. Сегодня ЛУКОЙЛ располагает 1,5 ГВт собственных мощностей на различных месторождениях, НПЗ и нефтехимических предприятиях. Компания постоянно расширяет это направление. Так, в конце ноября глава Республики Коми Сергей Гапликов и президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов открыли первую очередь энергоцентра "Уса" мощностью 100 МВт, который обеспечит необходимой электроэнергией и горячей водой пермо-карбоновую залежь Усинского месторождения в 2018 году.

Однако, в отличие от многих коллег по отрасли, ЛУКОЙЛ пришел и в сектор коммерческой генерации. Компания стала крупным оптовым поставщиком электроэнергии и мощности: президент компании Вагит Алекперов заявлял, что ЛУКОЙЛ сегодня обеспечивает электричеством почти весь юг России.

На новом для себя рынке компания заслужила репутацию одной из самых дисциплинированных. Как сообщили "Ъ" в Минэнерго, к ЛУКОЙЛу нет претензий ни с точки зрения получения паспорта готовности к отопительному сезону, ни с точки зрения платежной дисциплины или других вопросов в компетенции министерства.

Оптимизация управления

Начало коммерческой генерации в ЛУКОЙЛе было положено с приобретением в 2008 году ЮГК ТГК-8, объединявшей 20 электростанций и 42 котельных в Южном федеральном округе. На текущий момент суммарная выработка энергообъектами компании достигла 17,8 млрд кВт?ч электроэнергии при отпуске тепла 12,8 млн Гкал тепла в год.

Довольно быстро, уже в 2009 году, ЛУКОЙЛ преобразовал ЮГК ТГК-8 в несколько региональных подразделений "ЛУКОЙЛ-Кубаньэнерго", "ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго", "ЛУКОЙЛ-Астраханьэнерго" и "ЛУКОЙЛ-Ростовэнерго". Тогда это казалось радикальным отступлением от принципов российской энергореформы, но в будущем по пути ЛУКОЙЛа пошли и другие генераторы, в частности, "КЭС-Холдинг" и Сибирская генерирующая компания (СГК). Как ранее объясняли "Ъ" логику за подобными корпоративными решениями в ТГК-13 (сегодня часть СГК, разделенной по административным границам регионов в 2013 году), причина деления — в рынке тепла, неотъемлемой от электроэнергетики части бизнеса ТГК. Региональный принцип позволяет местным властям определить объективные тарифы на тепловую энергию. Кроме того, все налоги выплачиваются в том же регионе присутствия, а вопросы подготовки к зиме решаются комплексно, в постоянном взаимодействии компании и местных властей: руководители региональных энергокомпаний ЛУКОЙЛа несут личную ответственность за безопасное прохождение отопительного сезона.

Отличники ДПМ

В 2010 году ЛУКОЙЛ вошел в государственную программу договоров на поставку мощности (ДПМ), инициированную для привлечения инвестиций в строительство новых электростанций. Реализация программы для компании началась вводом в апреле 2011 года парогазовой установки мощностью 110 МВт (ПГУ-110) на Астраханской ГРЭС, что заметно увеличило выработку в дефицитной энергосистеме Астраханской области. В 2012 году компания ввела в эксплуатацию ПГУ-410 на Краснодарской ТЭЦ, в результате чего установленная мощность станции удвоилась при одновременном сокращении на четверть удельного расхода топлива. Реконструкция этой станции, крупнейшего и старейшего генерирующего объекта Кубани, обошлась ЛУКОЙЛу в 16 млрд руб. В 2013 году в две очереди была запущена новая ПГУ-235 на территории Центральной котельной в Астрахани. Последний ввод по ДПМ состоялся в 2015 году, когда компания пустила в эксплуатацию ПГУ-135 в Буденновске, снабжающую теплом и собственный нефтехимический завод ЛУКОЙЛа "Ставролен". Компания даже перевыполнила взятые на себя обязательства по ДПМ, построив на 59 МВт больше мощностей, чем было предусмотрено обязательствами.

ЛУКОЙЛ одним из первых завершил эту работу без задержек и штрафных санкций, которые часто возникали при реализации ДПМ другими генераторами.

В самом ЛУКОЙЛе программу ДПМ оценивают позитивно, отмечая, что даже с учетом некоторых отклонений от исходной конфигурации она остается стабильным источником доходности новой генерации. Однако сейчас при профиците мощности в энергосистеме на первый план выходит не строительство новых станций, а модернизация уже имеющихся, поэтому программу ДПМ следует продолжать, сделав акцент на улучшении производственных характеристик действующих объектов.

"ДПМ выполнили свою миссию,— считает президент ЛУКОЙЛа Вагит Алекперов (цитата по "Интерфаксу"),— введено около 30 ГВт мощностей электроэнергии. Но, к сожалению, сегодня стоит вопрос о том, что 20 ГВт на территории РФ могут не попасть в КОМ (конкурентный отбор мощности, определяющий цену на мощность на долгосрочный период.— "Ъ")". Президент ЛУКОЙЛа считает, что уже сейчас "надо начать диалог с правительством РФ о ДПМ-2 по модернизации станций, которые связаны с обеспечением населения городов". Такие станции, говорит он, как правило, построены в 50-60-е годы XX века и находятся в центре городов, таких как Волгоград, Ростов-на-Дону, Краснодар. Он отметил, что прибыльность электрогенерации в РФ крайне низка, "поэтому мы считаем, что дополнительных инвестиций сверх того, что она взяла по обязательствам в рамках ДПМ, компания делать не будет, пока не будет решен вопрос по стимулированию модернизации мощностей, которые были созданы до 90-х годов".

Собственные технологии для энергетики

Электростанции ЛУКОЙЛа находятся на Юге — регионе с высоким потреблением, высокими зимними и летними пиками и соседствующим с Крымом, где собственная генерация только развивается. Таким образом, энергобезопасность южных регионов напрямую зависит от станций ЛУКОЙЛа. И если, например, крупный энергоблок Ростовской АЭС выводится в ремонт в пиковый сезон, пики приходится покрывать станциям ЛУКОЙЛа, в том числе запуская старые объекты с высокими удельными расходами топлива.

В подобных условиях ЛУКОЙЛ стремится снизить затраты на эксплуатацию старых станций за счет повышения качества их работы. Так, компания, проинвестировав 1,5 млрд руб., оптимизировала работу старой части Краснодарской ТЭЦ: вывела три и готовится к выводу еще двух агрегатов, перераспределила нагрузку на блочную часть и сократила удельные затраты. В результате эта часть Краснодарской ТЭЦ перестала быть убыточной. ЛУКОЙЛ планирует продолжать оптимизацию своих старых активов на юге.

Также с целью повышения эффективности станций, работающих в жарком климате юга России, ЛУКОЙЛ ведет активную работу по оснащению их абсорбционными бромисто-литиевыми холодильными машинами (АБХМ) по техническим решениям, запатентованным компанией. Три таких проекта уже реализованы в Астрахани, рассказывает начальник департамента развития энергетических активов и сопровождения проектов ЛУКОЙЛа Алибек Тналин, один — в Буденновске. На Краснодарской ТЭЦ также реализован проект по охлаждению входящего в компрессор ГТУ воздуха, но по другой технологии. По его словам, это позволяет увеличить располагаемую мощность в среднем на 10% в летний период. "Это дает ощутимый экономический эффект, особенно на объектах ДПМ",— говорит господин Тналин. Компания активно вкладывается в патенты на охладительные установки, уже демонстрировала их системному оператору Единой энергосистемы России, который проявил заметный интерес.

К ветру и солнцу

В электроэнергетике ЛУКОЙЛ не ограничивается традиционными направлениями и продолжает осваивать новые сегменты, в частности, возобновляемую энергетику. ЛУКОЙЛ получил четыре ГЭС при покупке ЮГК ТГК-8. Их совокупная мощность составляет сегодня 298 МВт. Эти станции построены в 1950-х годах, что обусловливает необходимость замены оборудования. В рамках модернизации гидроэнергетических активов с 2015 года компания реконструирует Белореченскую ГЭС мощностью 48 МВт.

Работу с другими возобновляемыми источниками — ветром и солнцем — ЛУКОЙЛ начал за рубежом, там, где существовали меры поддержки отрасли. В 2009 году компания установила фотоэлектрические панели на АЗС в Сербии. Аналогичную систему установили на АЗС в п.г.т. Красная Поляна. Опыт был расширен в 2011 году, когда компания ввела опытную солнечную станцию мощностью 1,25 МВт на своем НПЗ в болгарском Бургасе, а в 2014 году построила фотоэлектрическую станцию мощностью 9 МВт на незадействованных в производственных процессах площадках НПЗ в румынском Плоешти.

Получив опыт в Европе, ЛУКОЙЛ планирует развивать "зеленую" генерацию и в России. Компания в скором времени приступит к строительству солнечной станции 10 МВт в Волгоградской области, ввод намечен на 1 января 2018 года.

Развивается и ветроэнергетическое направление. В рамках развития возобновляемой энергетики на территории Восточной Европы и России с итальянской компанией ERG Renew было создано совместное предприятие LUKERG Renew.

Совместным предприятием в 2012-2013 годах приобретены действующие ветроэлектростанции "Черга" (40 МВт) и Hrabrovo (14 МВт) в Болгарии, а также Corni Eolians (70 МВт) в Румынии.

В 2014 году LUKERG Renew завершено строительство и успешно сдана в эксплуатацию ВЭС Land Power мощностью 84 МВт на юго-востоке Румынии. Таким образом, общая мощность ВЭС СП LUKERG Renew достигла 208 МВт. После раздела бизнеса в 2015 году ветропарк Land Power полностью отошел к ЛУКОЙЛу.

ЛУКОЙЛ строит не только электроэнергетические мощности для себя, но и вошел в сектор коммерческой генерации

Но в России условия строительства ВЭС не так благоприятны. Ключевыми условиями механизма поддержки проектов ВИЭ является проведение отбора проектов для заключения договоров о предоставлении мощности (ДПМ ВИЭ). Отбор осуществляется исходя из минимальных удельных капитальных затрат, кроме того, утвержден ежегодный объем отбора мощности, а также предельная величина удельных капитальных затрат. Особенностью поддержки ВИЭ является требование по соблюдению степени локализации производства оборудования, используемого на объектах ВИЭ. Чтобы заключить ДПМ ВИЭ в части ветрогенерации и получить адекватную инвестициям плату за мощность, нужно обеспечить очень высокий коэффициент локализации оборудования (65%). Отечественное производство ключевых элементов для ВЭС не развито, а зарубежные изготовители не готовы локализовывать производство в сжатые сроки, не имея гарантированных крупных заказов. Тем не менее ЛУКОЙЛ сохраняет интерес к этой тематике, отмечают в компании.

А Вагит Алекперов в нынешнем году назвал ЛУКОЙЛ уже не нефтяной, а глобальной энергетической компанией, которой интересны все современные направления развития ТЭК.

Наталья Семашко