Минэнерго наметило принципы программы модернизации тэс. Основные принципы реконструкции и модернизации тэц

Проектом программы стоимостью от 1,35 трлн рублей предусматривается обновление до 4 ГВт мощности ежегодно. При этом предполагается установка 90% российского оборудования, норму доходности предлагается установить на уровне 14%. Возврат инвестиций предусмотрен за счет повышенных платежей потребителей. Параллельно Минэнерго намерено на 20% доиндексировать цену «старой» мощности к 2025 году, что даст дополнительный источник доходов генерации.

МОСКВА, 4 июня (BigpowerNews) — Первый отбор проектов модернизации ТЭС должен пройти уже до 1 ноября с началом поставки мощности в 2022−2024 годах, ежегодная квота составит 3,2 ГВт для европейской части РФ и 0,8 ГВт для Сибири, следует из подготовленного Минэнерго проекта постановления правительства, сообщает «Коммерсан». Министерство долго согласовывало параметры с генкомпаниями, Последнее совещание, по информации газеты, прошло у замминистра Вячеслава Кравченко 31 мая. В ФАС и Минэкономики изданию сообщили, что документ не поступал, а в Минэнерго заявили лишь, что документ будет опубликован «в ближайшее время». По данным «Коммерсант», это может произойти на этой неделе.

В проекте указан порог локализации оборудования для модернизации в 90%. Основной объем, как ожидается, будет закрыт паросиловым оборудованием, технологии которого в РФ есть. Сложности могут быть с мощными газовыми турбинами. Здесь есть два сценария: наращивать локализацию технологий Siemens или GE, на чем настаивала крупная генерация (например, «Газпром энергохолдинг»), но иностранные производители пока о таких планах не заявляли, либо разработать технологии. Владелец «Силовых машин» Алексей Мордашов, как сообщалось ранее, просил Минэнерго гарантировать компании сбыт в 48 турбин (65 и 170 МВт) в рамках модернизации. Компания также просила 7,5 млрд рублей из бюджета, столько же «Силмаш» планировала привлечь за счет облигаций, напоминает «Коммерсант».

Если проект будет принят, генкомпании по программе получат ту же доходность в 14%, что и по завершившейся программе строительства новых блоков в рамках договоров на поставку мощности (ДПМ). По этому вопросу велись основные споры, утверждают источники газеты, победила позиция генерации. Но считать параметр будут по методике, привязанной к кривой бескупонной доходности ОФЗ (КБД, зарегистрирована приказом Минюста 28 мая), что несколько снизит уровень прибыльности. До сих пор доходность ДПМ считали по выборке ОФЗ (срок до погашения 7−11 лет, переменная ставка — 11,44%, ликвидность и т. д.), что взвешивало неоднородные и немногочисленные финансовые инструменты. При КБД расчет упрощается.

Перечень объектов модернизации будет определять не только рыночный отбор по цене, до 10% от мощностей, прошедших конкурс, выберет правкомиссия по электроэнергетике (речь идет о проектах, важных для энергосистемы). На практике это «расшатает механизм и навредит программе, в отбор будет вмешиваться, например, руководство регионов», уверен один из участников рынка, слова которого приводит издание. Цена отборов ограничена сверху и снизу (price cap и price floor). Срок оплаты мощности по инвестконтрактам составит 15 лет.

При этом турбины, претендующие на оплаченную модернизацию, должны отработать от 100 тыс. (более 500 МВт) до 270 тыс. часов (менее 50 МВт), котлы должны быть старше 40 лет, есть норматив по востребованности (время работы на рынке). Штраф за опоздание со вводом составит 25% от разницы между ожидаемым платежом для модернизируемой генерации и ставкой на рынке.

При этом уже в 2018 году Минэнерго предлагает перевести конкурентный отбор старой мощности на шестилетний цикл и гарантировать рост цен. В этом году пройдет КОМ сразу на 2022−2024 годы, в 2019 году — на 2025 год, цену будут доиндексировать на 5%, а с 2020 года индексация вернется к уровню инфляции.

Глава «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев отмечает, что в предложениях Минэнерго нет механизма привлечения инвестиций, деньги снова отбирают у потребителей: «Вместо повышения эффективности производства электроэнергии экономика будет фактически дважды — в текущих платежах и через ДПМ — оплачивать капремонты старых блоков». В «Совете производителей энергии» проект не комментировали.

Шестилетний КОМ, по словам Натальи Пороховой из АКРА, в целом соразмерен с длительностью инвестцикла, в 2024 году цена старой мощности для первой ценовой зоны (европейская часть страны и Урал) может сложиться на уровне 192 тыс. руб. за 1 МВт в месяц, для второй (Сибирь) — 269 тыс. руб. На КОМ на 2021 год эти цены — 134,4 тыс. руб. и 225,3 тыс. руб. соответственно. Также эксперт находит странной пропорцию распределения модернизации между ценовыми зонами в 80:20 — это соотношение, например, в выработке, но не в мощности ТЭС, пишет «Коммерсант».

тема: (309 материалов)

В настоящее время работает депутатская комиссия, занимающаяся вопросом модернизации ТЭЦ Бишкека на средства китайского кредита. Судя по тому, как долго она рассматривает подробности соглашения с "Эксимбанком" Китая и принятия объекта в эксплуатацию, отчет комиссии хотят похоронить. сайт решил вспомнить главных лиц, участвующих в подготовке соглашения, и тех, при ком открывали модернизированную часть теплоэлектроцентрали.

Соглашение между Китаем и Кыргызстаном

16 июля 2013 года ОАО "Электрические станции" и китайская компания ТВЕА заключили кредитное соглашение на реализацию проекта "Модернизация ТЭЦ Бишкека" на сумму $386 млн . По информации ТВЕА, проект модернизации осуществлен в рамках межправительственного соглашения.

Для этого власти Кыргызстана одобрили кредит от "Эксимбанка" Китая в размере $386 млн. С учетом процентов до 2033 года наша страна должна вернуть $480 млн. С 14 мая 2014 года Кыргызстан выплачивает только проценты. Период погашения основной суммы кредита начинается с 21 апреля 2025 года.

Кроме того, ТВЕА предоставила ОАО "Электрические станции" грант на общую сумму $20,3 млн : $3 млн потратили на подготовку ТЭЦ для строительства Кара-Кечинской ТЭС, $9 млн – на покупку двух автотрансформаторов и их монтаж, $1 млн - на закупку кабельной продукции, $3 млн - на обучение персонала ТЭЦ Бишкека, примерно $1 млн заложили на обслуживание линии электропередачи "Датка-Кемин", на $200 тыс. купили мебель для административного здания ТЭЦ. Например, купили 200 стульев по $130 за штуку. $100 тыс. потратили на оргтехнику. $1 млн ТВЕА обещала потратить на спецтехнику, которую предоставит стране после модернизации ТЭЦ.

За $2 млн китайская сторона обязалась построить школу в новостройке "Калыс-Ордо". Ее открыли в 2017 году, так как трижды менялись подрядчики. Но позже Генпрокуратура возбудила дело из-за хищений при ее строительстве.

Отметим, ТВЕА сама покупала оборудование в Китае и сама выбирала субподрядчиков для проекта. В контракте говорится, что подрядчик не обязан предоставлять подробную расшифровку ценового перечня. Что касается гранта, то, по данным Госкомитета промышленности, энергетики и недропользования, ТВЕА сама решала, на что потратить грант, и определяла стоимость покупок условно. Детальных документов о том, как тратились грантовые деньги, нет.

На такие условия соглашения подписались кыргызстанские чиновники.

"Кыргызская сторона заключила договор с таким условием: мы берем на себя $386 млн долга, а вы нам строите два котла. Как вы строите, как вы покупаете - к сожалению, это условие мы не контролировали. Так заложено в договоре", - кратко объяснил суть соглашения Исхак Масалиев, член депутатской комиссии по модернизации ТЭЦ.

До аварии на ТЭЦ, случившейся в январе 2018 года, на территории, которая не модернизировалась, подробности кредитного соглашения не обсуждались. Было не комильфо после одного из выступлений президента.

"Когда кто-то говорит, что не надо было кредит брать на "Датка-Кемин" или ТЭЦ Бишкека, я скажу: или это недоумки, или люди, выполняющие чье-то поручение. Если бы у нас не было "Датка-Кемин", если бы мы не сделали реконструкцию ТЭЦ, если бы у нас не хватало электроэнергии, какой инвестор сюда придет?" – .

Из-за чего скандал?

Детонатором послужила авария на ТЭЦ в январе 2018 года, когда примерно неделю бишкекчане мерзли в квартирах. Несмотря на то что авария произошла на территории старой ТЭЦ, встал вопрос: почему не справилась новая? Тогда же начали поднимать вопрос о том, была ли коррупция при заключении соглашения и во время модернизации и кто к ней причастен.

1. Условия соглашения

Кредит предоставили на условиях, что TBEA делает все сама. Таким образом, Кыргызстан не мог принимать участия в выборе оборудования, подрядчиков и пр. Кыргызстан только платит кредит. Об этом сейчас говорят чиновники и энергетики. При этом обслуживание кредита отнюдь не дешевое. То есть недавно построенную часть ТЭЦ, возможно, нужно будет заново модернизировать до того, как страна вернет кредит.

2. Стоимость модернизации

Общественность и депутаты докопались до того, что нашли некоторые финансовые документы. Многие вещи при модернизации закупали по крайне завышенным ценам. Всплыли данные, что плоскогубцы стоили $600, вулканизатор - $9 500, видеокамеры наблюдения - $14,5 тыс. за штуку.

Директор ТЭЦ Омуркул Нурлан уулу после увольнения разоткровенничался. По его мнению, - $250-260 млн, а не $386 млн, которые на нее в итоге потратили.

Учитывая, что все стали изучать проекты TBEA в других странах, тоже напрашивается вопрос: почему так дорого строили у нас? А ведь чем больше цена, тем сложнее выплачивать кредит.

3. Технические характеристики

Условия соглашения обсуждались в 2013 году. Тогда российский завод "Сибэнергомаш", чьи котлы стоят на ТЭЦ Бишкека, раскритиковал проект модернизации. И перечислил, .

Плюс сейчас изучается следующий вопрос: почему цех химводоподводки к новым агрегатам начнут строить только в этом году, ведь старый химцех был рассчитан только на старое оборудование, а к нему подключили и старое, и новое. Именно там произошла авария. Изначально химцеха вообще не было в проекте. ТВЕА, основываясь на переданные данные от ТЭЦ, приняла решение о том, что нет необходимости строительства цеха для новых блоков. Но только в середине 2017 года, когда уже надо было перерезать красную ленту, Нацэнергохолдинг и "Электрические станции" буквально заставили китайцев построить в счет утвержденного бюджета. Тогда директором компании только назначили Узака Кадырбаева.

В итоге депутаты создали свою комиссию по изучению вопроса модернизации. Также правительство создало межведомственную комиссию. А ГКНБ завел уголовное дело.

Кто имел отношение к заключению соглашения?

Жанторо Сатыбалдиев, премьер-министр 2012-2014 годов

Сатыбалдиев ответственность возложил на Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Распоряжение премьер-министра Жанторо Сатыбалдиева о начале переговоров с китайской компанией по условиям проведения модернизации и финансирования проекта подписано 8 июля 2013 года. Сатыбалдиев поручил Министерству энергетики и промышленности и Министерству финансов вместе с TBEA и Экспортно-импортным банком Китая проработать проект кредитного соглашения на получение финансирования от последнего.

Глава правительства также утвердил отдельную межведомственную комиссию по проведению переговоров. От Кыргызстана в нее вошли министр энергетики и промышленности Осмонбек Артыкбаев , три депутата парламента от комитетов по бюджету и финансам, по топливно-энергетическому комплексу и недропользованию и по международным делам, заместители министров энергетики и промышленности, финансов, экономики, зампредседателя Фонда госимущества, представитель Наблюдательного совета по инициативе прозрачности ТЭК, гендиректор ОАО "Электрические станции" Салайдин Авазов и директор ТЭЦ Бишкека Андрей Воропаев .

На заседании депутатской комиссии Жанторо Сатыбалдиев заявил, что в техническую часть модернизации ТЭЦ и соглашения с TBEA не вмешивался. Так как всецело посвятил себя решению проблем с "Кумтором". Экс-премьер, доверившийся тогда руководителям энергосектора, сказал: "Специалисты сказали, что все нужные вещи указали в техническом задании. Салайдин Авазов (директор "Электрических станций" в 2013 году) сказал, что все указано. Я доверяю этому человеку".

Он заверил, что документы по модернизации ТЭЦ подготовили Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Осмонбек Артыкбаев, министр энергетики в 2013-2014 годах

Артыкбаев ответственность возложил на ОАО "Электрические станции".

Бывший министр, а ныне действующий депутат Жогорку Кенеша от фракции СДПК Осмонбек Артыкбаев по поводу заключения соглашения рассказал, что переговоры о модернизации ТЭЦ с китайским "Эксимбанком" и ТВЕА вело ОАО "Электрические станции".

Айбек Калиев, заместитель министра энергетики в 2013 году

Возложил ответственность на министра Артыкбаева и "Электрические станции".

Калиев был заместителем Артыкбаева, участвовал в различных совещаниях на правительственном уровне, посвященных модернизации ТЭЦ.

Салайдин Авазов, гендиректор ОАО "Электрические станции"

Кого считает ответственным, неизвестно. На заседания депутатской комиссии он не является.

Авазов, возглавлявший энергокомпанию на момент заключения соглашения, уже летом 2014 года предусмотрительно ушел на другую должность. Он стал мэром Джалал-Абада.

Андрей Воропаев, Омуркул уулу Нурлан

Руководство ТЭЦ Бишкека (Андрей Воропаев, потом Омуркул уулу Нурлан) также утверждает, что все документы, в том числе финансовые, были в "Электрических станциях", чьим подразделением ТЭЦ является.

Кто курировал ход модернизации?

Правительство

С 2013 по 2017 год сменилось несколько премьер-министров. На смену Жанторо Сатыбалдиеву в апреле 2014 года пришел Джоомарт Оторбаев , проработавший до апреля 2015-го.

С 3 апреля 2014-го по 5 ноября 2015 года вице-премьер-министр КР по экономике и инвестициям Валерий Диль , работающий в правительстве, курировал вопрос модернизации ТЭЦ. Именно ему отчитывались энергетики и чиновники Минэнерго.

Темир Сариев , работавший на посту премьер-министра с мая 2015-го по апрель 2016 года, на депутатской комиссии в 2018 году : "По контракту между ТВЕА и правительством КР изначально планировалось установить два новых агрегата. Мощность увеличена на 300 МВт. Станция отвечает экологическим нормам, используется местный уголь. Оба новых агрегата используют местные угли. Вообще авария никак не связана с модернизацией. Это вопрос подготовки к зиме".

При Сариеве вице-премьером был Олег Панкратов . Вникал ли он в ход модернизации, неизвестно, но комментарии в СМИ по этому поводу были.

После Сариева в апреле 2016 года главой правительства стал Сооронбай Жээнбеков , вице-премьером остался Олег Панкратов. Именно при Жээнбекове модернизацию ТЭЦ окончательно завершили.

Осмонбек Артыкбаев возглавлял Министерство энергетики до ноября 2014 года. Потом министром стал Кубанычбек Турдубаев .

Айбек Калиев был заместителем этих двух министров до ноября 2015 года, потом ненадолго стал замминистра экономики. В январе 2016 года , который создали, расформировав Минэнерго (часть функций отошла Госкомитету промышленности, энергетики и недропользования).

В июне 2016 года Дуйшенбек Зилалиев в правительстве Сооронбая Жээнбекова председателем Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования, которому отошла часть функций Минэнерго. К тому времени бюджет модернизации был утвержден. Он подал в отставку в декабре 2017 года в связи с заведением уголовного дела.

"Электрические станции"

На смену Саладдину Авазову в 2014 году пришел Абдылда Исраилов . Он проработал на должности несколько месяцев – с июня по ноябрь. В декабре гендиректором "Электрических станций" стал Таалайбек Толубаев , он проработал на должности вплоть до окончания модернизации ТЭЦ.

Его первым заместителем был Бердибек Боркоев , которого 3 марта 2018 года арестовали по делу о модернизации ТЭЦ. Но на момент задержания он эту должность не занимал.

Счетная палата

Председателем Счетной палаты была Эльмира Ибраимова .

Во время аудита в 2015 году Счетная палата обнаружила, что правительство не проводило тендер на модернизацию ТЭЦ. Но после аварии власти заявили, что по закону могли не проводить его при реконструкции такого объекта. Проект одобрили без серьезного обоснования стоимости и детальной сметы, решили в Счетной палате.

Кто принимал модернизированную ТЭЦ?

Официальная церемония открытия прошла 30 августа 2017 года с участием президента Алмазбека Атамбаева , руководства энергокомпаний и представителей китайского посольства и компании TBEA.

Однако рабочая группа, в которую входила масса чиновников и энергетиков, подготовила акт еще в июне 2017 года .

Об этом : "80% причин аварии связаны с человеческим фактором, а 20% - с износом оборудования, авария никак не может быть связана с модернизированной частью ТЭЦ. Все условия контрактного соглашения по проекту были выполнены. Проектирование строительства прошло строгий контроль и экспертизу соответствующих органов Кыргызской Республики".

Кто эти соответствующие органы?

Тогда главой "Электрических станций" был Таалайбек Толубаев . В июле, после завершения строительства на ТЭЦ, гендиректором стал Узак Кыдырбаев . Именно он проходит по уголовному делу.

Главой Нацэнергохолдинга был Айбек Калиев , уволенный премьер-министром 10 апреля в связи с неэффективной работой по устранению и предотвращению аварии на ТЭЦ.

Среди членов рабочей комиссии, которые принимали модернизированную ТЭЦ, были:

Председатель комиссии - главный инженер ТЭЦ Нургазы Курманбеков.

Заместитель председателя комиссии - заместитель директора ТЭЦ А. Айтикеев.

Члены комиссии от ТЭЦ Бишкека

Воропаев А. В. - заместитель главного инженера по электрооборудованию, бывший директор ТЭЦ;

Календарев Ю. П. - заместитель главного инженера по эксплуатации;

Шлопак А. А. - заместитель главного инженера по ремонту.

Начальники структурных подразделений ТЭЦ: Гавриленко Е. В., Аманалиев Э. Дж., Нусупбаев Э. С., Чуйко А. Н., Иконников П. Е., Руденко Б. Н., Жаныбаева Д. О., Великанов Е. В., Рогачев А. В., Алиев К. Б., Васильева Е. А.

Представители главного управления по модернизации проекта: исполнительный директор Темирлан Бримкулов, начальник Айталиев Ч. А.

Представители ОАО "Электрические станции": замдиректора ДЭиР Абдыкадыров А. Э., ведущий инженер Жунусов Р. Т., начальники отделов и управлений Безруков М. Ф., Абдулхаиров С. С., Шабралиев К. Б., Лифинцева О. В., Тургунбаев А. А., Жуманов М. Ж., Саламов У. С., Аманов С. М., Когай Э. М., Татыбеков Б. А.

Новая программа модернизации тепловой энергетики (ДПМ-2) вызвала довольно острую дискуссию между генерацией, потребителями, Министерством энергетики, отраслевыми сообществами и экспертами. Предыстория: парк тепловых станций устарел, а на нем держится 60% российской генерации. Средний возраст российской ТЭС - тридцать пять лет, а из 244 ГВт установленной мощности 129 ГВт (то есть больше половины) в ближайшие пятнадцать лет выработают ресурс.

При этом в стране очевидные проблемы профицита мощностей, которые давят на цену электроэнергии и искажают рыночные принципы функционирования отрасли. Но цена на электричество для российской промышлености сопоставима с уровнем цен в Китае, США и некоторых европейских странах. И возможностей для маневра за счет роста цен у отечественной энергетики не так много.

Как получилось, что профицит не нивелирует проблем с выводом устаревших мощностей? Дело в том, что ситуация с мощностями по стране неоднородна. В некоторых регионах острых проблем с тепловой генерацией нет, а где-то, наоборот, вопрос модернизации стоит очень остро - например, в Центрально федеральном округе, где относительно мягкий климат не позволяет ТЭЦ работать столь же эффективно, как станциям на Урале. В ЦФО накоплен огромный инфраструктурный износ. Главный оператор теплогенерирующих мощностей в Центральной России - компания «Квадра». Новая программа модернизации ТЭЦ в сложившихся условиях регулирования рынка ей крайне необходима. Продолжая обсуждение ДПМ-2 на страницах «Эксперта», генеральный директор ПАО «Квадра» Семен Сазонов рассказал, почему у программы ДПМ-2 нет альтернатив.

- Самая актуальная тема в теплоэнергетике - одобренная президентом РФ программа Минэнерго по модернизации энергетики в части тепловой генерации, которую называют ДПМ-2. Насколько для «Квадры» важно участие в этой программе и определились ли в компании с потенциальными объектами модернизации?

- Безусловно, мы планируем принять участие в реализации программы ДПМ-2. Мы активно ведем предпроектную работу, готовим обоснование, а также предложения по базовым принципам механизма отбора проектов для модернизации. Вообще, первым позитивным моментом в российской теплоэнергетике в прошлом году стало определение целевой модели рынка тепловой энергии, которая вводит понятие альтернативной котельной и закрепляет новый подход к тарифообразованию в отрасли. Второй и главный момент - как раз программа ДПМ-2.

- Почему?

Эта программа - единственно возможный оптимальный источник модернизации изношенных мощностей в отечественной теплоэнергетике. Во многих регионах присутствия мы реализуем масштабные программы модернизации тепловых сетей. Следующий этап развития - программа модернизации действующих генерирующих мощностей, которую предлагает реализовать Министерство энергетики России. Результатом будет снижение износа и повышение надежности генерирующих активов, а также повышение экономичности производства. Кроме того, реализация программы приведет к мультипликативному эффекту в смежных отрасля

29 ноября в Москве состоялся круглый стол на тему «Критерии эффективности проектов модернизации ТЭЦ» , на котором эксперты обсудили подходы к выбору таких критериев с учётом опыта реализации программы ДПМ. Организатор мероприятия - . Ведущим круглого стола стал Межевич Валентин Ефимович , член правления ПАО «РОССЕТИ».

Поводом для данного обсуждения стало совещание , проведенное Президентом Российской Федерации Владимиром Владимировичем Путиным 14 ноября 2017 г., в рамках которого было принято решение о реинвестировании средств, высвободившихся после действия программы ДПМ (договор о предоставлении мощности), в глубокую модернизацию тепловой генерации.

С предложениями критериев по отбору проектов строительства и модернизации энергообъектов выступил Дорфман Юрий Валентинович , и.о. первого заместителя генерального директора по технической политике ПАО «ТГК-14». Он представил 8 критериев:

1. Объем энергии, производимой в режиме когенерации. Замена генерирующих мощностей должна быть направлена на увеличение производства энергии в режиме комбинированной выработки.

2. Энергетическая сбалансированность. Модернизация должна быть направлена на достижение энергетической сбалансированности.

3. Экология. В соответствии с данными Росстата за 2016 год города Чита и Улан-Удэ входят в тройку городов с самым загрязненным воздухом в стране. Кроме того, в них функционируют низкоэффективные котельные. При закрытии котельных и подключении объектов теплоснабжения к ТЭЦ удельная эмиссия выбросов снижается в 1,5-2 раза. Выброс бенз(а)пирена при переходе на централизованное теплоснабжение снижается в 3-4 раза на каждую тонну сожженного твердого топлива. С целью снижения негативного воздействия на экологию, требуется модернизация оборудования.

4. Топливная эффективность. ПАО «ТГК-14» имеет одно из самых высоких значений показателя удельного расхода топлива. Снижение удельного расхода топлива является фактором сдерживания роста тарифа на тепловую энергию. Чем выше топливная эффективность, тем предпочтительнее проект.

5. Оставшийся парковый ресурс. Замене должно подвергаться оборудование, парковый ресурс которого исчерпан.

6. Резерв мощности для присоединения потребителей. Отсутствие возможности технологического присоединения новых объектов капитального строительства является сдерживающим фактором развития регионов. Модернизация должна быть направлена в первую очередь на станции, исчерпавшие резерв мощности.

7. Надежность. В первую очередь необходимо осуществить модернизацию высоко изношенных генерирующих мощностей.

8. Наличие первичной инфраструктуры. Наличие первичной инфраструктуры (дымовая труба, внешние инженерные сети, транспортные пути) сокращает затраты на реализацию проекта и уменьшает срок ввода мощности в эксплуатацию.

«Подход к отбору проектов по строительству и модернизации энергообъектов должен учитывать весь комплекс критериев», - закончил выступление Юрий Дорфман.

Вице-президент НП «Энергоэффективный город» Сергей Сергеевич Белобородов представил в качестве критериев выбора проектов модернизации ТЭС следующие показатели:

Надёжность электро- и теплоснабжения потребителей;

Топливная эффективность (КИТТ);

Экология (улучшение экологической ситуации);

Локализация производства оборудования в Российской Федерации (создание рабочих мест);

Парковый ресурс оборудования;

Стоимость жизненного цикла (отсутствие связи с курсом валют);

Стоимость электрической и тепловой энергии для потребителей.

Катаев Андрей Михайлович , директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» добавил, что главной проблемой является то, что каждый под словом модернизация понимает что-то свое.

«Если стоит вопрос, что такое модернизация, мне кажется, самое важное ответить, какие задачи мы решаем. С точки зрения большой генерации вопрос понятен - не надо закрывать нормальную станцию, выводить все блоки 300 МВт, давайте за 25-50% цены продлим ресурс еще лет на 20. С точки зрения теплоснабжения городов сегодня задача не урегулирована, и уж тем более никто не попытался сформулировать ответы на эти задачи: что мы хотим увидеть через 5-10 лет», - резюмировал он.

По мнению эксперта для недопущения ухода потребителей с ОРЭМ потребность в дополнительных надбавках на модернизацию должна быть абсолютно прозрачна и экономически обоснована.

В случаях если парковый ресурс оборудования истек из-за прибыльной работы на оптовом рынке и требуется его продление для прибыльной работы в дальнейшем или возможно качественное улучшение характеристик оборудования для получения большей прибыли на рынке, то надбавка не требуется.

В случае если парковый ресурс оборудования истек из-за убыточной работы на оптовом рынке по требованию системного оператора и требуется его продление для продолжения убыточной работы на рынке, то надбавка необходима, если оборудование нельзя заместить более эффективным новым строительством или сетевым решением.

Согласно данным СИПР за последние 16 лет (2000-2016) в России было выведено из эксплуатации 18 ГВт устаревших генерирующих мощностей, т.е. средний объем вывода примерно 1,1 ГВт в год:

• данные выводы происходили в разных экономических сценариях (до начала реформы РАО ЕЭС, в ее процессе, в ходе программы ДПМ);
• мероприятия, связанные с данными выводами, не требовали специальных инвестиционных надбавок в тарифы;
• вывод данных объектов генерации не стал причиной социальных взрывов или проблем с электро- и теплоснабжением.

По мнению представителя ПАО «Фортум» при сохранении тренда последних 16 лет на горизонте до 2035 года можно будет вывести до 20 ГВт устаревших мощностей без создания значимых проблем для энергосистемы и экономики страны в целом.

Рис. Источник ПАО «Фортум».

Косяков Сергей Алексеевич , представитель ООО «Невская Энергетика», для корректного анализа проектов модернизации (реконструкции) ТЭЦ предложил использовать критерий: «удельная выработка суммарной теплофикационной электрической мощности, отнесенная к суммарно отпущенной тепловой мощности» . Такой критерий позволяет оценивать «интегральную тепловую эффективность» всей системы (схемы) теплоснабжения. Ключевым условием сопоставления вариантов модернизации (реконструкции) ТЭЦ, по мнению эксперта, является одинаковая электрическая мощность, поэтому для альтернативных вариантов (с недовыработкой электрической мощности) в затратах должны быть учтены затраты на «замещающую» мощность, вырабатываемую на КЭС (ГРЭС) системы. Это определяет состав приведенных затрат для сопоставления и выбора варианта модернизации.

С. Косяков

Валерий Федорович Очков , профессор НИУ «МЭИ», считает, что в крупном городе, тем более в мегаполисе, где есть избыток электроэнергии, поступающей из других регионов, ТЭЦ могут сохраниться и развиться за счет производства не только тепла и электроэнергии, но и дополнительных продуктов и услуг.

К этим продуктам и услугам можно отнести:

• холод (тригенерация);
• информацию (создание на территории ТЭЦ крупных облачных хранилищ информации в тренде развития цифровой экономики);
• зарядку электромобилей (генерация на ТЭЦ низковольтного постоянного тока на генераторах с паровым приводом);
• подготовку городской и питьевой воды;
• утилизацию сточных вод;
• выработку биогаза, а также перевод в тепло и электричество энергии других нетрадиционных источников (солнечная энергия, тепло недр, энергия ветра); выработку минеральных удобрений, строительных и иных материалов;
• утилизацию снега в городе;
• утилизацию бытового мусора;
• регенерацию противогололедных реагентов;
• очистку воздуха городских магистралей через теплотрассы;
• утилизацию избыточного давления газопроводов (турбодетандерные установки);

По мнению профессора, ТЭЦ также должны более активно внедрять современные технологии энергосбережения и энергоэффективности, базирующиеся на:

• аккумуляторах тепла и холода;
• тепловых насосах;
• источниках низкопотенциального тепла (реки, озера, канализационные стоки, подземные пласты и др.);

«ТЭЦ должны не противопоставлять себя современным локальным системам тепло-, электро- и хладоснабжения бытовых и промышленных потребителей, а интегрироваться в данный современный тренд», - добавил эксперт.

После выступлений состоялся обмен мнениями присутствующих экспертов.

В. Очков

Подводя итоги заседания, Валентин Межевич предложил президенту НП «Энергоэффективный город» Виктору Семенову собрать и объединить все предложения участников дискуссии, а также «продолжать проводить подобные мероприятия, пока не будет выработано что-то, что удовлетворит экспертное сообщество в качестве предложений для органов госрегулирования».

После мероприятия президент НП «Энергоэффективный город» Семенов Виктор Германович дал комментарий для портала ЭнергоСовет.Ru.

«При отборе проектов модернизации должен быть учтен общесистемный эффект. Возьмем конкретный случай, ТЭЦ-2 в Улан-Удэ. Заместитель директора АО «Системный оператор ЕЭС» Андрей Катаев правильно сказал: с точки зрения потребления электроэнергии станция не нужна. По мнению вице-президента НП «ЭГ» Сергея Белобородова с точки зрения надёжности теплоснабжения - нужна. При этом станция расположена так, что, если отключается электроэнергия, идут гидроудары в сетях, и поэтому вода сливается. Происходит это потому, что ТЭЦ-2 расположена на холме, из соображений соблюдения экологических требований. Эти факторы взаимно влияют друг на друга. Как в этой ситуации оценить проект по нескольким показателям? Просто оценить можно, сравнивать - нельзя.

Конкурс проектов модернизации подразумевает выбор. Выбор на основании стоимости предполагает, что мы по каким-то финансовым показателям должны сравнивать и выбирать то, что дешевле. Но если мы будем выбирать то, что дешевле, получится, что мы будем делать энергетические блоки или турбины, которые дешевле всего отремонтировать. При этом они могут оказаться не нужны. Т.е. мощность мы восстановим, но это будет та мощность, которая не задействована. Если мы вводим при отборе коэффициент, который будет учитывать, как сегодня турбина загружена, то это опять-таки не показатель. Турбины после модернизации могут быть загружены совершенно по-другому.

Выход из ситуации, безусловно, есть. Это общесистемный (народно-хозяйственный) эффект, он должен быть измеряем, причём, в рублях. Т.е. должна быть разработана некая методика оценки последствий модернизации конкретной ТЭЦ.

Предстоит оценить, сколько стоят выбросы; оценить надёжность; посмотреть, сколько стоят другие замещающие мероприятия, которые обеспечат такую же надёжность. Необходимо просчитать снижение затрат на строительство новых электрических сетей - какие конкретные электрические сети не надо будет строить, сколько они стоят. В отношении предотвращения аварий: сколько возможно и каких аварий, оценка стоимости последствий. Оценить затраты на сетевую инфраструктуру при подключении новых потребителей.

Всё должно быть приведено к одному всего показателю - к величине эффектов. Тогда конкурс может быть проведён не на минимизацию, а, наоборот, на максимальный эффект. Мы вкладываем 1 рубль, и оцениваем, сколько эффектов имеем на этот рубль на выходе.

Такой подход всех бы устроил. Существуют разрозненные методики для оценки отдельных эффектов. Опыт комплексного решения, учитывая разноплановые эффекты, имеется у .

Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам и вынуждает энергетиков отказываться от производства тепла или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию

Минэнерго дало старт дискуссии о модернизации энергомощностей, чей ресурс будет исчерпан в ближайшие годы. До конца года министерство намерено завершить работу над механизмом, который должен стимулировать инвестиции в новые проекты.

У отраслевого сообщества нет сомнений, что проблему выбывающего по сроку использования энергооборудования необходимо решать. Судя по статистике, котлы и турбины приближаются по среднему возрасту к музейным экспонатам. За последние 20 лет средний срок службы котлов в России вырос с 29 до 43 лет, а без учета новых вводов достигает 49 лет. Текущие рыночные цены на мощность и доходность в свободном секторе электроэнергии не позволяют окупить модернизацию.

Новый договор

Возможно, лучшим решением является обращение к успешному опыту строительства новых энергоблоков на условиях договоров о поставке мощности (ДПМ). Большинство генерирующих компаний закончило масштабные стройки. Отрасль обрела 36,1 ГВт современных мощностей.

Основной предпосылкой для выбора площадок под ДПМ-проекты была энергодефицитность территории в ближайшие десять лет. Таким образом, новые энергоблоки строились с ориентиром на крупного потребителя, а стоимость их строительства гарантированно покрывалась за счет продажи электроэнергии и мощности на оптовый рынок. Из возведенных в рамках ДПМ новых генерирующих мощностей только 12 ГВт пришлось на теплофикационные станции, обеспечивающие централизованное теплоснабжение городов. Получается, в масштабах страны когенерация, то есть совместная выработка электрической и тепловой энергии, обновилась в наименьшей степени. В условиях сурового российского климата социальная роль централизованного теплоснабжения вдвойне значима, оно обеспечивает отопление более 80% жилого фонда в городах России — это почти 70 млн человек.

Отложенная на потом проблема износа в теплоснабжении дает о себе знать, аварийность на старом генерирующем оборудовании трудно удерживать хотя бы на прежнем уровне без глубокой модернизации. Если ждать и дальше, когда инфраструктура производства тепла придет в негодность, то придется идти радикальным путем и строить новые котельные, что потребует колоссальных бюджетных средств. Развитие менее эффективных локальных источников неизбежно приведет к росту тарифа на тепло для потребителей. Поэтому отправной точкой при отборе проектов дальнейшей модернизации генерации должны стать именно центры тепловых нагрузок.

А как же цена?

Но без пересмотра правил игры в теплоснабжении экономика модернизации не сложится. Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам от реализации тепла и вынуждает генерирующие компании отказываться от производства тепла полностью или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию.

В поисках выхода из ситуации только что приняты поправки в закон «О теплоснабжении» . Мы видим, что новая модель, предусматривающая свободное ценообразование на тепло в рамках предельных уровней, вызывает интерес представителей власти в ряде регионов. На наш взгляд, тем, кто выберет новый механизм, в первую очередь и должна быть предоставлена возможность включить свои объекты тепловой и электрической генерации в программу ДПМ-2.

Нередко приходится слышать от промышленных потребителей претензии к генераторам по поводу высокой стоимости программы ДПМ, отразившейся в ценах на мощность. Но парадокс в том, что потребитель все равно остался в выигрыше: новые высокоэффективные мощности достались потребителям фактически бесплатно.

Поясню. Рост оптовых цен на электроэнергию все последние годы существенно отстает от темпов роста цен на газ за счет более эффективного использования топлива на новых блоках. По нашим расчетам, за 2010-2028 годы совокупный рост цен на газ достигнет 266% против 201% роста оптовых цен на электроэнергию Если бы новые блоки по ДПМ не вводились в эксплуатацию, то оптовые цены на электроэнергию росли бы синхронно с ценами на газ, а технологическое отставание генерации только прогрессировало бы. Рост эффективности оборудования позволяет потребителям экономить до 11% платежей за электроэнергию ежегодно и полностью компенсирует стоимость новой генерации для оптового рынка. Более того, потребитель останется в плюсе, заплатив за новые мощности к 2028 году 2,9 трлн руб. при снижении цен на электроэнергию и мощность на 3,2 трлн руб. по сравнению с теми, которые выставила бы старая генерация.

Решение для ТЭЦ

Новая волна модернизации генерирующих мощностей также направлена на удешевление выработки тепловой и электрической энергии, поэтому будет как минимум безвредной для кармана потребителя. Повышая надежность и мощность действующего оборудования, компании смогут быстрее выводить профицитные и выработавшие нормативный ресурс генерирующие мощности. Профицит тепловых мощностей огромен: их установленная мощность достигает 18 ГВт. ТЭЦ в России загружены в среднем лишь на 30%. Прекращение оплаты избыточных объектов позволит снизить ценовую нагрузку на потребителей.

В эффективности генерации будут напрямую заинтересованы единые теплоснабжающие организации в городах, закупающие для поставки конечному потребителю тепловую энергию из наиболее дешевых источников.

Для того чтобы не допустить перехода отрасли в критическое состояние, необходимо принять основные решения по запуску программы ДПМ-2 к началу 2018 года. Ведь электроэнергетика и теплоснабжение относятся к базовым отраслям, развитие которых должно быть поступательным, с опорой на долгосрочные ценовые и инфраструктурные эффекты. Модернизация ТЭЦ потянет за собой развитие смежных сфер российской экономики, в том числе энергетического машиностроения и инжиниринга, а также повысит надежность жизненно важных коммунальных систем. Региональные власти, в том числе территории присутствия «Т Плюс», в первую очередь заинтересованы в таких эффектах и поддержат включение проектов энергокомпании в программу ДПМ-2.