С 2022 года в России может начаться масштабная модернизация теплогенерации за счет реализации программы ДПМ-2. Минэнерго РФ уже сформировало предварительные критерии отбора проектов, которые будут реконструироваться за счет рынка, то есть потребителей. Как отмечают эксперты, учитывая колоссальный возраст и износ ТЭЦ, именно в Тюменскую, Челябинскую и Свердловскую области могут быть направлены основные средства. В качестве основных претендентов на финансирование участники рынка называют ПАО «Фортум» (контролируется финским концерном Fortum) и ПАО «Т Плюс» Виктора Вексельберга . Отдельные станции этих компаний были введены еще в 30-40-х годах XX века. По замыслу, сам по себе ДПМ-2 не должен повлечь негативных тарифных последствий для рынка, хотя эксперты говорят о том, что реализация программы наложится на другие факторы, которые снова взвинтят цену на мощность. По мнению аналитиков, за счет отказа от ДПМ-2 можно было «дать хотя бы немного воздуха потребителям» и нивелировать рывок тарифов 2017 года.
Правительство РФ определило базовые принципы механизма отбора проектов реконструкции ТЭЦ в рамках программы ДПМ-2 до 2030 года. Согласно позиции Минэнерго РФ, анализ ценовой ситуации на оптовом рынке электроэнергии (мощности) (ОРЭМ) показал, что дополнительное финансирование проектов реконструкции станций возможно только после 2021 года. В этой связи первые вводы в эксплуатацию по ДПМ-2 могут начаться уже с 2022 года.
Свердловская ТЭЦ ПАО «Т Плюс»
Напомним, в России завершается программа ввода генерирующих мощностей по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). По данным Минэнерго РФ, на сегодняшний день введено в эксплуатацию 127 энергоблоков, что составляет 93,4% от общего количества объектов, предполагаемых к вводу в рамках ДПМ. Механизм гарантирует возврат средств инвесторам, строящим новые электростанции, за счет повышенных платежей за мощность на оптовом рынке. К прочему, такие блоки не участвовали в КОМ и отбирались по умолчанию. Сейчас, с учетом завершения программы ДПМ, на оптовом рынке высвободятся значительные средства, которые правительство намерено перераспределять.
В качестве основных элементов программы ДПМ-2 Минэнерго РФ называет конкурентный отбор проектов, которые будут жестко квотироваться. На данном этапе предлагается ограничить ежегодный ввод мощности не более 4 ГВт во избежание резких скачков цены на мощность. При этом принять участие в отборе сможет лишь генерация, выработавшая парковый ресурс не менее чем на 125%, то есть станция должна использоваться на 25% больше срока эксплуатации. Также показатель востребованности объекта за последние 2 года должен составлять не менее 60%.
Отбор проектов на реконструкцию будет организован на конкурентных принципах, основным из которых станет совокупное снижение стоимости проектов для потребителей. Также при отборе должна учитываться стоимость проекта в соотношении с прогнозной выручкой от реализации тепла. К прочему, в скором времени будут разработаны типовые проектные решения и их стоимость на основании независимой экспертизы. При этом участники рынка смогут отойти от типовых решений и применять более дорогостоящие решения за свой счет.
Как и в случае с первой программой ДПМ, государство намерено контролировать обязательства генерирующих компаний по вводам, а при их нарушении получать дополнительную плату за мощность генераторы не смогут. В случае попадания в программу собственник мощностей будет обязан эксплуатировать оборудование в течение 15 лет с даты ввода. Возврат инвестиций осуществляется за те же 15 лет, исходя из базовой доходности, установленной правительством.
По данным исследования «Фонда энергетического развития», наиболее критическая ситуация, связанная с износом теплогенерации, складывается в регионах УрФО, где к 2020 году 48% мощностей ТЭЦ (около 7 ГВт) достигнут паркового ресурса. Аналогичные проблемы эксперты видят в Южном и Приволжском федеральных округах, где в ближайшие 5 лет потребуются инвестиционные решения по 43% действующих ТЭЦ (2 и 8,2 ГВт соответственно). При этом в 18 субъектах РФ к 2020 году доля мощностей ТЭЦ, по которым надо принимать инвестиционные решения в ближайшие 5 лет, превысит 50% от существующей, а кое-где достигнет 75-87%.
Тюменская ТЭЦ-1
Из городов УрФО крупные ТЭЦ, в которые могли бы быть вложены средства по ДПМ-2, работают в Челябинске, Тюмени и Екатеринбурге. Среди основных претендентов на включение в программу ДПМ-2 эксперты называют наиболее старые тепловые станции, принадлежащие ПАО «Фортум», ПАО «Т Плюс», а также «РУСАЛу»: Богословская ТЭЦ (1944 г.), Свердловская ТЭЦ (1932 г.), Первоуральская ТЭЦ (1956 г.), Челябинская ТЭЦ-1 (1942 г.), Челябинская ТЭЦ-2 (1962 г.) и Тюменская ТЭЦ-1 (1960 г.),
Как рассказал «Правде УрФО» директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс» Александр Вилесов , до 2035 года замещения потребуют порядка 30-40 ГВт устаревших тепловых мощностей по всей России.
«Очень важно и позитивно, что есть понимание необходимости фокуса новой модернизации на теплофикационных мощностях. В этом ее принципиальное отличие от программы ДПМ-1, сосредоточенной исключительно на электрический рынок. Мы рассчитываем принять самое серьезное участие в новом механизме – у нас порядка 3 ГВт мощностей, по которым нужно будет принять решение в ближайшее время, выводить их или модернизировать. Конкретный состав программы новой модернизации для ПАО «Т Плюс», а также ее стоимостные параметры будут прорабатываться после окончательного принятия регуляторики по новому механизму. От нее же зависит влияние на потребительские цены – но, учитывая, что программа ориентирована на долгосрочную перспективу, вряд ли стоит ожидать какого-то взрывного роста», – заявил топ-менеджер «Т Плюс».
Тем не менее, как пояснил «Правде УрФО» директор «Фонда энергетического развития» Сергей Пикин , на данный момент сказать со 100% уверенностью, какие объекты уже могут претендовать на долю пирога за счет ОРЭМ, очень сложно.
«Актуальный анализ состояния отрасли должен провести «Системный оператор ЕЭС». От того, к каким выводам он придет, и будет зависеть перераспределение средств. К прочему, во многом программа ориентирована на повышение эффективности: некоторые советские станции еще могут работать, но их КПД слишком низок в сравнении с современным оборудованием», – отметил Сергей Пикин.
Также пока не ясен объем нагрузки, который ляжет на потребителей. Исходя из требования президента РФ, реализация ДПМ-2 не должна привести к негативным тарифным последствиям. Однако даже если ДПМ-2 и не приведет к росту цены на мощность, в отрасли существует целый ряд факторов, который, так или иначе, приведет именно к таким последствиям. Среди них эксперты называют субсидирование Дальнего Востока, колоссальный ввод атомной генерации и объектов так называемой «зеленой энергетики».
ЧТЭЦ-1
К прочему, участники рынка говорят, что оформленные Минэнерго РФ критерии пока еще проходят обсуждение. «Споры ведутся по принципам и критериям отбора: определены только основные параметры, которые требуют конкретизации. Речь идет о том, чтобы условия включения в программу не были дискриминационными, чтобы максимально количество объектов могло в нее попасть, но при этом молодые станции туда не допускались», – уточнил в диалоге с «Правдой УрФО» руководитель одной из генерирующих компаний.
Механизм строительства и модернизации электрогенерирующих мощностей по договорам о поставке мощности (ДПМ) стал частью реформы РАО ЕЭС в конце 2000-х годов. Он использовался для привлечения в отрасль негосударственных инвестиций на рыночных, взаимовыгодных для банков и генерирующих компаний условиях. По ДПМ энергетики брали на себя обязательство инвестировать средства в строительство новых станций или модернизацию действующих. Государство со своей стороны гарантировало, что в течение 10 лет вся произведенная на этих станциях электроэнергия будет закупаться на оптовом рынке. За этот срок инвесторы смогут вернуть все вложенные средства.
ДПМ стали частью первой инвестиционной программы «КЭС Холдинга» (с 2015 года переименован в Группу «Т Плюс»). В 2008 году «КЭС» стал головной структурой для четырех территориальных генерирующих компаний (ТГК) – ТГК-5, ТГК-6, «Волжской ТГК» и ТГК-9. Уже со следующего года развернулась масштабная работа по реконструкции действующих и строительству новых генерирующих мощностей.
В течение восьми лет компанией было реализовано 18 проектов общей стоимостью 127,9 млрд рублей. В подавляющем большинстве речь идет о строительстве фактически новых энергоблоков общей мощностью 2,9 ГВт. Это примерно десятая часть всей новой генерации, которая появилась в России благодаря ДПМ. Уникальным объектом этой инвестпрограммы стала Орская солнечная станция мощностью 25 МВт в Оренбургской области. С пуском в августе 2016 года в Екатеринбурге совершенно новой Академической ТЭЦ реализация программы успешно завершена.
Реализованные проекты
| Проект | Регион | Мощность | Год ввода |
|---|---|---|---|
| Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ1 | Нижегородская область | 5 МВт | 2010 |
| Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ2 | Нижегородская область | 5 МВт | 2010 |
| Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 4 | Оренбургская область | 60 МВт | 2010 |
| Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 1 | Оренбургская область | 65 МВт | 2011 |
| Реконструкция Сызранской ТЭЦ | Самарская область | 227 МВт | 2012 |
| Реконструкция Пермской ТЭЦ-6 | Пермский край | 123 МВт | 2012 |
| Реконструкция Новокуйбышевской ТЭЦ | Самарская область | 230 МВт | 2013 |
| Реконструкция Пермской ТЭЦ-9 | Пермский край | 165 МВт | 2013 |
| Модернизация Новочебоксарской ТЭЦ-3 | Республика Чувашия | 81 МВт | 2014 |
| Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-1) | Кировская область | 68 МВт | 2014 |
| Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1 | Удмуртская Республика | 231 МВт | 2014 |
| Реконструкция Владимирской ТЭЦ-2 | Владимирская область | 236 МВт | 2014 |
| Реконструкция Кировской ТЭЦ-3 | Кировская область | 236 МВт | 2014 |
| Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-2) | Кировская область | 125 МВт | 2014 |
| Реконструкция Новогорьковской ТЭЦ | Нижегородская область | 343 МВт | 2014 |
| Строительство Орской СЭС | Оренбургская область | 25 МВт | 2015 |
| Реконструкция Нижнетуринской ГРЭС | Свердловская область | 472 МВт | 2015 |
| Строительство ТЭЦ Академическая | Свердловская область | 222 МВт | 2016 |
Друзья часто спрашивают меня, что такое рынок мощности? Чтобы каждый раз не рассказывать одно и то же, решил сделать краткое описание, как говорится — «на пальцах».
Во-первых, мощность — это товар. Немного странный товар, но тем не менее так. Представьте себе, что стоит Электростанция (ЭС, Станция), которая может вырабатывать, например 100 мегаватт электроэнергии (ЭЭ) в час. Т.е. вырабатывать электрический ток определенной силы и напряжения, которые будучи перемноженными друг на друга как раз и дадут эти 100 МВт. Вот эти мегаватты и являются рыночным товаром. Даже если Станция не работает, этот товар, тем не менее, продается и покупается на рынке мощности, и владельцу Станции капают деньги! Просто за то что у него есть Станция, способная вырабатывать кондиционный электрический ток. На самом деле так не бывает, т.е. Станции почти никогда не проставивают, а работают и производят два других типа товара — электрическую и тепловую энергию. Но речь не о них, а о товаре «мощность».
Идем дальше. Пусть С1 — это множество всех Электростанций, существующих в настоящий момент, а также и тех, которые будут построены в обозримом будущем. Да да, мы их всех перечисляем в явном виде и включаем в множество С1.
Теперь разобъем множество С1 на три подмножества:
- (С1-1) — электростанции которые нужно построить (ДПМ)
- (С1-2) — существующие в настоящий момент рентабельные ЭС (КОМ)
- (С1-3) — существующие в настоящий момент нерентабельные ЭС (ВР)
Что это за электростанции из подмножества С1-1, которые нужно построить? Очень просто. Кто-то сделал разумный прогноз развития России и посчитал, что, например, через 20 лет стране понадобится X мегаватт ЭЭ. Чтобы их получить, нужно построить Электростанций мощностью Y МВт. Дальше, чтобы привлечь инвестиции для строительства (большие деньги), на высшем уровне прогарантировали хорошую прибыль за участие в этой инвестпрограмме.
Ясное дело, инвесторы нашлись. Даже, полагаю, больше чем нужно. Отфильтровли лучших, и заключили с ними Договора Поставки Мощности (ДПМ). Упрощенно, каждый договор ДПМ содержит обязательства построить Станцию такой-то мощности и ввести ее в эксплуатацию с такого-то момента. А встречные обязательства со стороны Рыночного сообщества включают в себя возврат инвестиций за 10 лет с момента ввода в эксплуатацию, а после этого тоже хорошую прибыль.
Теперь о двух оставшихся подмножествах ЭС. Эти электростанции ежегодно подают конкурсные заявки на так называемый КОМ (Коммерческий Отбор Мощности). Это — закрытый аукцион, по результатам которого часть заявок отбирается , а часть заявок — не проходит отбор . По сути дела, отбираются заявки от рентабельных ЭС. Каждая заявка, грубо говоря, содержит «предложение мощности» в виде пары (Объем, Цена).
Те Электростанции, заявки которых прошли отбор на КОМ, составляют второе подмножество С1-2 .
А те Станции, которые не прошли КОМ, составляют третье подмножество С1-3 (так называемые Вынужденные Режимы, ВР).
И КОМ-овские электростанции и ВР-ные электростанции заключают соответствующие договора, КОМ и ВР.
Ну вот, уже почти все. Дальше остаются ежемесячные рассчеты по мощности. Выглядит это так. Независимо от принадлежности к подмножеству С1-i, все Электростанции продают свою мощность на рынке мощности. Понятное дело, что за любую мощность платят Потребители. А вот цена, по которой мощность продается, как раз и зависит от подмножества i ! В дебри ценообразования вдаваться не буду, скажу лишь, что цена для Станций из подмножества С1-1 считается, исходя из инвестиционных и других затрат и, исходя из срока возврата инвестиций. Т.е. все достаточно разумно. Цены для КОМ-овских и ВР-ных подмножеств тоже как-то считаются. При этом цены убывают в такой последовательноcти: за ДПМ — высокие, за КОМ — ниже, за ВР — еще ниже.
Естественно, по ДПМ-ным Станциям мощность продается и покупается по ДПМ-ным ценам только в период первых 10 лет эксплуатации Станции (срок возврата инвестиций). Дальше эти Станции идут на КОМ в общем потоке и продают свою мощность уже по КОМ-овским или ВР-ным ценам .
Ежемесячно по данным коммерческого учета и специальных рассчетов фиксируются объемы поставки и потребления (покупки) мощности по договорам ДПМ, КОМ и ВР для всех Участников оптового рынка. Далее, с использованием объемов и цен получаются стоимости. И происходит оплата мощности со стороны Покупателей в адрес Поставщиков мощности по комиссионной схеме.
Вот по сути и все. Если углубляться в детали, то повествование сильно усложнится и разбухнет. Кто интересуется, может сходить на сайт НП «Совет рынка» и почитать регламенты НОРЭМ, они доступны всем. В смысле, доступны для скачивания и прочтения, но в смысле понимания, не уверен 🙂
Примечание 1. Рынок мощности, это один из сегментов (секторов) рынка НОРЭМ (Новый Оптовый Рынок Электроэнергии и Мощности).
Примечание 2. Здесь записано все очень кратко и упрощенно, только суть. Это описание нужно рассматривать как мое личное представление о рынке мощности на сегодняшний момент, своего рода реконструирование контуров леса по отдельным деревьям. Считается, что программистам понимать устройство рынка ни к чему, «не наша это чашка чая». Нам приносят ТЗ и вперед, и хорошо если есть время.
Программисты подобны кочегарам а корабле. «Живут» на нижней палубе и бросают уголек в топки. Сколько скажут, столько и бросают. И ситуацию на «капитанском мостике» мы обычно узнаем последними 😦
Как правило, процесс планирования сроков разработки выглядит так:
- Заказчики: «Сколько вам надо времени на разработку системы XYZ ?»
- Программисты: «А что система должна делать?»
- Заказчики: «Мы пока не знаем что делать, но надо чтобы вы назвали сроки разработки, и у вас есть только 2 месяца»
Ну точно как в анекдоте:
- Мойша: «Жора, жарь рыбу»
- Жора: «А где же рыба?»
- Мойша: «Жора, ты жарь, рыба будет»
Вот так и живем, занимаясь экстремальным программирование в худшем смысле этого слова. Подробнее про наш экстрим можно почитать , в статье моего начальника, Александра Лашманова, тоже программиста в прошлой жизни.
Успехов,
Владимир Моргоев
0.000000 0.000000
20 февраля 2018 года состоялся круглый стол на тему ««ДПМ на модернизацию: проблемы, необходимость, вызовы». Организаторами выступили медиахолдинг «Эксперт» совместно с Агентством стратегических инициатив и секцией по законодательному регулированию энергоэффективности Государственной думы.
В круглом столе приняли участие:
- Кравченко Вячеслав Михайлович, заместитель Министра энергетики Российской Федерации.
- Зубарев Виктор Владиславович, член комитета Государственной Думы Российской Федерации по энергетике, член комиссии по контролю за достоверностью сведений о доходах, об имуществе и обязательствах имущественного характера, представляемых депутатами Государственной Думы.
- Голомолзин Анатолий Николаевич, заместитель руководителя Федеральной антимонопольной службы Российской Федерации.
- Вологжанин Дмитрий Евгеньевич, директор Ассоциации "Совет производителей энергии".
- Киселев Василий Николаевич, директор НП "Сообщество потребителей энергии".
и другие эксперты в области энергетики.
В конце 2017 года Президент Российской федерации Владимир Путин дал поручение модернизировать инфраструктуру электроэнергетики в России. При этом нужно сделать так, чтобы «рост тарифа не превышал инфляцию». Правительство, деловые сообщества и региональные власти на различных площадках начали обсуждать новую программу модернизации энергетики.
Основная дискуссия касалась взаимосвязи существующей модели конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также процедуры отбора мощности для модернизации генерирующей инфраструктуры. Также обсуждалась финансовая схема по привлечению инвестиций в модернизацию генерирующей инфраструктуры, ожидаемые экономические и технические результаты от программы ДПМ на модернизацию.
Заместитель Министра энергетики Вячеслав Кравченко сообщил, что Минэнерго России представил программу. Она основана на механизме ДПМ и предполагает отдать приоритет модернизации тепловой генерации. В результате сегодня закладывается порядка 1,5 трлн рублей на модернизацию теплогенерации, а всего на комплексную модернизацию необходимо около 3,5 трлн рублей.
Согласен с заместителем Министра и представитель компании «Квадра» Евгений Жадовец, по его мнению, модернизация отрасли нужна, вопроса это у теплогенерации не вызывает - это позволит восстановить парковый ресурс, улучшить технико-экономические показатели, эффекты для промышленности.
Анатолий Голомолзин, заместитель руководителя ФАС отметил, что официальной позиции ведомства по данному вопросу пока нет. Тем не менее вопрос нужно рассматривать в комплексе - т.е. не только в обновлении генерации, а необходимо добавить расшивку узких мест в сетях, плюс энергосбережение у потребителей. И тогда уже спрашивать, сколько мы готовы платить за мощность на рынке электроэнергии. Новые технологии типа интернета энергии кардинально меняют ситуацию и технологически, и экономически, нельзя это упускать, говоря о программе модернизации на 15 лет, простая замена старого оборудования на новое не пройдет.
Первый заместитель генерального директора «Татэнерго» Айрат Сабирзанов считает, что сейчас ведется разработка модели национальной энергетики на 2050 год, на этом горизонте необходимо принимаемыми сегодня решениями обеспечить ее эффективность. Если посчитать деньги, то это 1,5 трлн. рублей до 2030 года, но при учете срока жизни этого оборудования (как минимум 15 лет) 2030 год - середина жизненного цикла, и мы говорим о суммах порядка 3 трлн. рублей. Это сопоставимо с ДПМ-1, это немалые деньги. На эти деньги надо ставить более дерзкие задачи, чем сегодня, не просто латать изношенные дыры.
Василий Киселев, директор ассоциации НП «Сообщество потребителей энергии» отметил, что сами промпредприятия очень активно занимаются модернизацией и понимают необходимость в модернизации электроэнергетики, но выступают против предложений Минэнерго России. Генерация могла бы продолжать вести модернизацию за свой счет - механизмами РСВ, КОМ. Странно слышать, что на модернизацию нет денег, если некоторые умудряются скупать конкурентов.
Александр Вилесов, представитель компании «Т-Плюс» отметил, что сегодня цена на КОМ покрывает текущие затраты, но не дает возможности модернизироваться. Кроме того, надо смотреть совокупные затраты на срок функционирования, это выгодно потребителю. При этом нет смысла смотреть дольше, чем на 15 лет вперед, так как изменится профиль потребления, технологии, да и банки не дадут таких долгих денег.
Без малого два года назад энергетическую компанию ТГК-16 возглавил Эдуард Галеев, ранее работавший директором РДУ Татарстана. За это время предприятию удалось реализовать значимый не только для республики, но и для всей страны проект - запустить уникальный энергоблок мощностью 400 МВт на Казанской ТЭЦ-3. «Реальное время» решило узнать у нового руководителя о том, каких еще результатов удалось достичь компании. Об изменениях на станциях, новом режиме работы и реформировании отрасли Эдуард Галеев рассказал в интервью.
«Тарифы ТГК-16 были и остаются ниже тарифов «Татэнерго»
- Эдуард Геннадьевич, прошло почти два года с того момента, как вы возглавили ТГК-16. Каких результатов удалось достичь вам и ТГК-16 за это время?
Этот период прошел для ТГК-16 очень интенсивно и достаточно успешно. 2017 год мы завершили с прибылью более 2 млрд рублей. Считаю, что результаты получились неплохими, особенно учитывая, что наши тарифы на тепло остаются самыми низкими в Татарстане. Парадокс, с момента образования ТГК-16 прошло уже почти восемь лет, а наши тарифы до сих пор остаются ниже того уровня, по которому промышленные предприятия республики приобретали тепло у «Татэнерго» еще до 2010 года, и остаются самыми низкими в Республике Татарстан.
Низкие тарифы позволили нашим потребителям нарастить производство и, соответственно, увеличить потребление энергоресурсов. При этом если говорить о предприятиях Группы «ТАИФ», то рост потребления энергоресурсов идет на фоне постоянно реализуемых ими мероприятий по энергосбережению. Совершенствуются производства, уменьшаются расходные коэффициенты на потребление тепловой энергии, уменьшаются потери тепла через тепловую изоляцию тепловодов. Тем не менее отпуск тепла потребителям с отработанным паром от паровых турбин за эти годы на станциях ТГК-16 вырос более чем на 25%. Это связано с тем, что увеличился отпуск продукции на существующих производствах промышленных предприятий, осуществлен ввод новых производств, выработка необходимой тепловой энергии полностью переведена на КТЭЦ-3. Собственные котельные установки предприятий остановлены и законсервированы.
- Несмотря на некоторые сложности, все же 2017 год для компании прорывной. Запущенная летом ГТУ стала важной вехой и для ТГК-16, и, несомненно, для энергетики Татарстана. Как сейчас работает турбина?
- Однозначно, первая половина 2017 года прошла для всей нашей команды под знаком завершения реализации проекта строительства газотурбинной установки на КТЭЦ-3. Мы вложили в этот проект много сил и энергии. И общими усилиями с компанией General Electric (нашим генеральным подрядчиком) нам удалось завершить строительство энергоблока, ввести его в коммерческую эксплуатацию в запланированный срок и показать желаемые результаты. Более того, по результатам испытаний мы смогли получить параметры энергоблока выше законтрактованных. Вместо указанных в контракте 389 МВт газовая турбина несет нагрузку в среднем 405 МВт. В процессе наладки при соответствующих температурах наружного воздуха мощность ГТУ достигала 425 МВт. Что отрадно, технико-экономические параметры ГТУ стабильны и соответствуют всем нормам и техническим условиям, а коэффициент полезного действия комбинированного производства тепловой и электрической энергии достигает 85%.
Положа руку на сердце, признаюсь, у нас были определенные волнения за проект. Обычно, по опыту наших коллег из других энергокомпаний, когда вводится такое сложное оборудование, тем более совершенно новое, идет длительный период его освоения и наладки, случается очень много аварийных остановов, отказов. Не хочу сглазить, но у нашего энергоблока период «детских болезней» оказался достаточно коротким. Сейчас машина работает надежно. Надо отдать должное GE, наша установка находится под постоянным сопровождением инженерного центра компании, любые вопросы и проблемы сразу берутся в проработку по схеме «круглосуточно семь дней в неделю» и в кратчайшие сроки выдаются рекомендации по их решению. Мало того, мы получаем много рекомендаций на опережение, чтобы превентивно отработать, не допуская аварийных ситуаций. Для этого у нас установлен специально разработанный программно-технический комплекс предиктивной аналитики, входящий во вновь разработанную компанией GE в рамках концепции Индустрия 4.0 платформу Predix. Сейчас мы уже думаем, как дальше усовершенствовать нашу машину, чтобы не допускать снижения ее мощности в жаркий период. Надеемся до конца апреля получить конкретные предложения от GE. Кроме того, в перспективных планах - модернизация проточной части турбины для повышения установленной мощности и эффективности ГТУ.
Выработка электроэнергии увеличилась почти в три раза
- Среди представителей энергоотрасли идет достаточно споров о том, что подобные проекты невозможно окупить без механизмов дополнительной поддержки. В частности, без программы ДПМ (Договор о предоставлении мощности - специальный нерыночный механизм, предназначенный для ввода новых объектов генерации. Он подразумевает заключение поставщиками и покупателями агентских договоров. Заключая договор, поставщик принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. В свою очередь, поставщику гарантируется возмещение затрат на строительство генерирующих объектов через повышенную стоимость мощности, которую оплачивает потребитель, - прим. ред.). Как вам это удалось?
- Действительно, очень многие коллеги задают нам вопросы: «Зачем вы в это ввязались?» и «Как вы собираетесь окупить проект?» Здесь все достаточно ясно и прозрачно. Перед тем как войти в проект, была проведена серьезная работа по оптимизации технологической схемы нового энергоблока, его интеграции с действующей станцией, а также стоимости его строительства. Это было важно для того, чтобы ввод нового оборудования не лег непосильным бременем на потребителей тепла, а также чтобы максимально оптимизировать затраты на его создание. Переговоры с потенциальными подрядчиками шли непросто, но мы смогли найти взаимоприемлемые параметры контракта. Поэтому и смогли получить хорошую цену. Удельная стоимость нашего проекта составила 535 евро за киловатт. Это учитывая проценты на инвестфазе и затраты на схему выдачи мощности. Это стало возможным благодаря тщательному планированию инвестиционного проекта. И, как говорится, результат налицо. Как шутят наши коллеги из других энергосистем, стоимость проекта ГТУ на КТЭЦ-3 - неприлично низкая.
Кроме того, не секрет, что очень большая доля затрат при эксплуатации энергоблоков с ГТУ является затратами на их сервисное обслуживание и ремонт. Поэтому еще на этапе контрактных переговоров по ЕРС-контракту (EPC - строительство «под ключ», - прим. ред.) было принято решение сразу определиться со стоимостью сервиса. В итоге нам удалось договориться и зафиксировать на оптимальном для нас и генерального подрядчика уровне стоимость и объем сервиса газовой турбины на ближайшие 10 лет. При этом мы смогли убедить наших партнеров, чтобы все модификации оборудования и частей, которые необходимо проводить на ГТУ для обеспечения ее надежности, в гарантийный период выполняются за счет подрядчика. Вместе с тем он гарантирует нам показатели по надежности ГТУ. Все это позволило существенным образом оптимизировать стоимость жизненного цикла ГТУ и затраты на ее содержание. В итоге мы получили показатели окупаемости проекта, приемлемые для акционера компании.
- После запуска турбины прошло более полугода. Как изменилась работа станции за это время?
- Уже сейчас можно говорить о том, что мы выработали в 2017 году по Казанской ТЭЦ-3 в два с половиной раза больше электроэнергии, чем за аналогичный период 2016 года. И это на фоне примерно такого же отпуска тепла от Казанской ТЭЦ-3, как и в прошлом году. К сожалению, мы пока так и не смогли добиться увеличения отпуска тепла с горячей водой населению Казани до уровня хотя бы 1,5 млн Гкал в год, как было еще несколько лет назад. Несмотря на этот негативный фактор, эффективность нашей станции улучшилась более чем на 30%. Так, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в целом по станции (количество сжигаемого топлива для получения одного киловатт-часа электроэнергии, - прим. ред.) на конец 2016 года составлял 310 грамм на киловатт-час, а сейчас у нас в целом за прошлый год 244 г/ кВт⋅ч. Показатель среднегодового удельного расхода самой ГТУ составляет порядка 156 г/ кВт⋅ч. И это при том, что турбина находится в коммерческой эксплуатации только с 1 июня. Мы надеемся, что в этом году наши результаты будут еще лучше.
Хочу отметить, если бы мы опоздали с запуском и реализацией этого проекта, ситуация на КТЭЦ-3 была бы очень непростой. Дело в том, что цены на электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии последние пару лет не растут даже на фоне роста цен на топливо, а в 2017 году вообще сильно упали. Это связано с вводом новых эффективных мощностей в энергосистеме России, переходом энергокомпаний на физический метод разделения затрат при формировании себестоимости тепловой и электрической энергии, а также с длительным периодом паводка в 2017 году. Паводок был продолжительным, а лето дождливым, поэтому большая приточность рек Камско-Волжского бассейна фактически закончилась только в августе. Из-за этого на рынке увеличилась доля выработки электроэнергии от гидроэлектростанций. Как следствие, на оптовом рынке цена электроэнергии в этот период снизилась в среднем на 100 рублей за МВт⋅ч. Стоит сказать, что в текущий момент с удельными расходами на отпуск электроэнергии выше 300 г/кВт⋅ч на опте (оптовом рынке мощности, - прим. ред.) вообще делать нечего, и без наличия высокоэффективной генерирующей мощности КТЭЦ-3 было бы непросто конкурировать на рынке электроэнергии.
- Раз зашел разговор об эффективности ТЭЦ, не могу не спросить, как вы видите реформу теплоснабжения?
- Мне всегда была близка эта тема, как и вопросы производства электроэнергии. Работая еще в диспетчерской службе энергосистемы Татарстана, мы занимались планированием режимов работы электростанций с учетом их отпуска тепла, так как задача РДУ как раз и состоит в том, чтобы обеспечить максимальную выработку электроэнергии в комбинированном режиме. Естественно, что она существенным образом зависит в том числе от правильно собранной схемы распределения тепловых нагрузок теплосети между электростанциями и самим гидравлическим режимом тепловых сетей, оптимальным соотношением температуры прямой и обратной теплосети.
Сейчас, по моему мнению, происходят тектонические сдвиги в законодательстве о теплоснабжении. Они, с одной стороны, должны обеспечить прозрачность ценообразования, но в то же время несут и определенные риски. Правильность наших опасений мы уже можем наблюдать на примере ситуации с загрузкой ТЭЦ-3 в Казани, когда единая теплоснабжающая организация (ЕТО), фактически пользуясь своим доминирующим положением, занимается произволом и позволяет себе нарушать закон, загружая собственные котельные вместо источника с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии, где к тому же еще и тариф минимум на 30% ниже. В этой связи, помимо всего прочего, в каждом конкретном случае, в каждом конкретном муниципальном образовании важно найти именно ту схему взаимодействия ЕТО с другими участниками рынка теплоснабжения, чтобы могли сформироваться именно рыночные условия без какого-либо ручного управления.
Если брать, к примеру, Казань, то здесь важно найти схему взаимодействия игроков теплового рынка, в принципе исключающую конфликты, подобные текущим. В моем понимании и понимании моих коллег, оптимальным могло бы стать разделение в Казани деятельности по производству тепловой энергии и ее транспортировке, аналогичное принятому в электроэнергетике. То есть тепловые сети должны быть выделены в отдельную компанию, с существенной долей собственности у муниципального образования, которое и будет в конечном итоге отвечать за качественное теплоснабжение своих жителей. А теплогенерирующие компании будут конкурировать, чтобы продать тепло от своих теплоисточников по самым оптимальным тарифам. Тогда сразу заработают механизмы оптимизации их структуры, вывода избыточных и устаревших энергетических мощностей, котельных и так далее.
Более того, это позволит расширить сети централизованного теплоснабжения за счет их объединения с локальными изолированными сетями. Плюс из работы будут выведено огромное количество котельных, так как теплосетевая компания будет заинтересована развивать тепловые сети и увеличивать закупки тепла от более дешевых теплоисточников. Очень важно выработать механизмы, которые бы жестко обязали ЕТО исполнять обязательства по развитию системы теплоснабжения, выполнять инвестиционные программы. Нужно, чтобы ЕТО развивала тепловые сети. Это важно, чтобы увеличить загрузку электростанций и довести ее до максимума. Важна роль и муниципальных властей, и Федеральной антимонопольной службы. К маю-июню должны выйти все необходимые подзаконные акты. Единая теплоснабжающая организация, которая при переходе на новое ценообразование по принципу альтернативной котельной получит огромные полномочия, должна получить и огромный пласт обязанностей, определенных обновленной схемой теплоснабжения. Нужно понимать, что статус единой теплоснабжающей организации накладывает на тебя определенный уровень ответственности, а не одни сплошные бонусы.
«ДПМ - не единственное средство»
- Эдуард Геннадьевич, вы долгое время проработали в РДУ Татарстана. Сейчас возглавляете компанию, которая снабжает тепло- и электроэнергией крупные промышленные предприятия республики. В этой связи интересно ваше видение грядущей в энергетике программы ДПМ-2. Как бы вы ее оценили?
- Обновление мощностей российской энергетике нужно. С этим не поспорить. Вопрос лишь в том, какие механизмы создаются для этого обновления. Не секрет, что при первой программе ДПМ было построено много энергообъектов в тех местах, где они фактически не были нужны. Вторая программа должна эти ошибки учесть и не допустить.
Главная беда ДПМ-1 была в том, что она была полностью оторвана от рынка тепловой энергии. В итоге генерирующие мощности построили в том числе и в тех местах, где фактически отсутствует спрос как на электрическую энергию, так и на тепло. Сейчас эти современные блоки простаивают или недозагружены. По данным совета потребителей электроэнергии, четверть энергоблоков построенных по программе ДПМ-1 имеют коэффициент использования установленной мощности менее 40%! Кроме того, стоимость проектов оказалась очень высокой. Это связано с тем, что при ДПМ не были фиксированы предельные стоимости по проектам, определили лишь комфортные для генерирующих компаний удельные показатели стоимости строительства на киловатт установленной мощности и тарифы на мощность, с лихвой покрывающие все возможные и невозможные затраты. Все это легло огромным бременем на потребителя. Плюс постоянно вводятся различные дополнительные надбавки к тарифам на мощность: на строительство генерирующих мощностей в Крыму, в Калининграде, на Дальнем Востоке, на развитие ветряков и строительство мусоросжигающих заводов. Естественно, что сейчас потребители настороженно относятся к любой дополнительной программе модернизации генерирующих мощностей, тем более с аббревиатурой ДПМ.
С точки зрения производителей энергии и чиновников, логика, конечно, понятна. У них уже есть опробованный механизм, который нужно лишь чуть-чуть отшлифовать, а дальше запустить. И голова болеть не будет. Но особенность в том, что вводные, которые сейчас идут по программе ДПМ, кардинально отличаются от тех, которые были в первой программе.
- В чем разница?
- Во-первых, сейчас речь идет о модернизации существующих востребованных мощностей. Более того, мы говорим о модернизации с применением российских технологий. Срок окупаемости проектов должен составить от 15 до 20 лет. Между тем в основном подразумевается модернизация устаревшего и отработавшего свой ресурс оборудования паросилового цикла или, проще говоря, паровых турбин и энергетических котлов. Строительство новых мощностей с применением технологий парогазового цикла практически не предусматривается. Это, в первую очередь, связано с тем, что у нас в России не производятся мощные надежные и эффективные газотурбинные установки. Исключение составляет лишь совместное предприятие с «Дженерал Электрик» по сборке турбины 6FA мощностью 76 МВт и лицензионное производство с компанией «Сименс» турбин SGT-2000 Е мощностью 160-180 МВт. Но в силу определенных внешнеполитических проблем сейчас также есть ограничения на использование этих технологий.
И получается, что мы должны модернизировать только паровые турбины и котлы, которые были установлены много лет назад. То есть обеспечить функционирование морально устаревшего оборудования еще лет на 20. Фактически это приведет к консервации существующего научно-технического развития и эффективности российской энергетики. В Татарстане показателен пример с Заинской ГРЭС. В 2017 году средний годовой показатель удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии по России опустился ниже 300 г/ кВт⋅ч. По Заинской ГРЭС для блоков с давлением 130 атмосфер среднегодовой наиболее эффективный показатель удельного расхода топлива не может быть ниже 340 г/ кВт⋅ч. Те решения по модернизации, которые сейчас предлагают наши и иностранные заводы без установки ГТУ, теоретически помогут снизить показатели Заинской ГРЭС до 320 г/ кВт⋅ч. Получается, что станция даже после модернизация останется неконкурентоспособной.
- Насколько я понимаю, аналогичная история и с паротурбинными установками на существующих ТЭЦ?
- Да. Они изначально были предусмотрены для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Значит, рассматривать модернизацию в рамках некомбинированной выработки тепла и электроэнергии в принципе нельзя. Говоря по-простому, если нет у данной паровой турбины хорошей загрузки по теплу, то нет смысла ее модернизировать. Иначе в модернизацию будут вложены деньги, но при этом паровые турбины останутся неконкурентоспособными на рынке электроэнергии. Таким образом, модернизировать существующее оборудование ТЭЦ без анализа фактической его загрузки по теплофикационному циклу категорически нельзя! И по возможности модернизация должна предусматривать строительство газотурбинной надстройки с выводом неэффективных и невостребованных мощностей. Только так может быть достигнута эффективность модернизации.
Есть еще и другой аспект модернизации энергетики. В энергетической стратегии РФ, в прогнозе научно-технического развития ТЭК четко прописаны современные тенденции. А именно: развитие малой энергетики, распределенной энергетики, умных электрических сетей. В этой части получается, что роль большой энергетики снижается. И с позиции прогноза научно-технического развития у российского машиностроительного комплекса есть достаточно большие перспективы в области строительства генерирующих мощностей. В России уже начали выпускать надежные конкурентоспособные газотурбинные установки мощностью до 30 МВт. Это как раз ведет к развитию распределенной энергетики. Другое дело, необходимо вносить определенные изменения в нормативную документацию об энергетике и позволять собственникам этой независимой генерации работать не только для собственных нужд, но и продавать излишки энергии на оптовом или розничном рынках. Это существенным образом позволило бы обновить генерирующие мощности и, главное, не допустить ситуации, когда под программу ДПМ попадают никому не нужные мощности.
- При каких обстоятельствах тогда новая программа может быть эффективна?
- Во-первых, программа ДПМ в принципе не должна рассматриваться как единственное средство против старения энергетических мощностей в энергетике РФ. Это всего лишь один из механизмов. Притом рассматривать ДПМ, только проецируя на рынок электроэнергии, нельзя. Однозначно, решение о включении того или иного энергооборудования во вторую часть программы должно приниматься на основе комплексного анализа при наличии тепловых нагрузок. Четко должны быть обозначены и конечные показатели эффективности оборудования после модернизации. Оборудование в принципе не должно допускаться до ДПМ, если после модернизации его показатель удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии будет выше 300 г/ кВт⋅ч.
Во-вторых, мы считаем приоритетным при реализации включение в программу ДПМ строительство газотурбинных надстроек. Ведь во многих случаях только использование парогазового цикла позволяет в разы повысить эффективность станции.
В-третьих, должны быть созданы механизмы, которые позволяют собственникам крупных промышленных предприятий развивать собственную распределенную генерацию. И нужно создавать возможности, чтобы собственникам этой генерации было выгодно продавать избыточную электроэнергию на оптовом либо розничном рынке.
Только при таком комплексном подходе мы сможем без увеличения нагрузки на конечного потребителя существенным образом модернизировать наши энергетические мощности. К сожалению, сейчас мы не видим комплексного решения. Вся большая энергетика сосредоточилась на ДПМ-2. Есть жесткое противодействие потребителей. Но мы надеемся, что в итоге будет найдена общая позиция и это позволит начать модернизацию мощностей именно на рыночных условиях. Потому что только такие условия позволяют выбрать наиболее оптимальное как техническое, так и экономическое решение. ТГК-16 понимает это, как никто. Потому что мы работаем внутри промышленной группы, где есть и потребители, и производители электрической энергии. Каждое наше решение взвешивается с точки зрения его влияния как на наше предприятие, так и на надежность и экономику наших потребителей.