Уральский турбинный завод заключил договор на поставку двух комплектов оборудования для Харанорской ГРЭС, которая находится в Забайкальском крае. Две турбины К-230 производства УТЗ суммарно добавят станции 460 кВт мощности. По условиям контракта первый комплект энергетического оборудования, включающий турбину К-230, конденсаторную группу, систему регенерации, сетевые подогреватели, насосное оборудование и прочие комплектующие, будет отправлен в сентябре 2027 года, второй – в середине декабря 2027. Контракт подписан в рамках реализации инвестиционной программы по КОМ НГО, которая предполагает строительство новых энергетических объектов на территории России. Оборудование для блоков будет отечественного производства. На Уральском турбинном заводе началось проектирование всех частей и узлов новой турбины. По словам куратора проекта, контрольная сборка первого агрегата должна пройти до конца июля 2027 года.
Турбина К-230 – относительно новый продукт, который предстоит спроектировать уральским турбостроителям по техническому заданию Интер РАО. Турбины подобного типа специалисты Уральского турбинного завода проектируют для Новоленской ТЭС.
«Проект для Харанорской ГРЭС обсуждался с начала 2023 года. С нашей стороны, как поставщика, необходимые мероприятия были начаты в опережающем порядке. Сегодня работа идет в очень интенсивном темпе, чтобы выполнить контракт в срок. Разработка турбины К-230 очень важна для УТЗ с целью использования в других проектах строительства новых энергоблоков. Это будет особенно востребовано с учетом прогнозного дефицита электроэнергии в быстроразвивающихся регионах нашей страны, таких как Забайкалье и Дальний Восток. Так, ожидается, что следующим проектом с применением турбин К-230 станет расширение Гусиноозерской ГРЭС в Бурятии», – рассказал заместитель начальника отдела продаж Виталий Алексеев.
Харанорская ГРЭС является крупнейшей тепловой электростанцией в Восточном Забайкалье и самой мощной станцией Забайкальской энергосистемы. Станция вносит огромный вклад в развитие края. Основными потребителями Харанорской ГРЭС являются предприятия горнодобывающей промышленности, железнодорожного транспорта, сельского хозяйства. Вся вырабатываемая станцией энергия поставляется на оптовый рынок электроэнергии. Выработка электроэнергии на Харанорской ГРЭС составляет более 2,7 млрд кВт*ч в год. Отпуск тепла – около 134 тыс. Гкал. На Харанорской ГРЭС действует три энергоблока, и будет добавлено еще два блока с использованием оборудования УТЗ.
БГК успешно эксплуатирует инновационное оборудование, созданное в результате кооперации с энергомашиностроением и наукой.
В 2022-2024 годах ООО «БГК» совместно с ООО «Энерготех-Эжектор» реализовало НИОКР «Проведение исследований с разработкой инновационных технических решений по созданию опытно-промышленного образца эффективного вертикального подогревателя сетевой воды для Уфимской ТЭЦ-2». В результате был разработан и поставлен сетевой подогреватель ПСВ-550-0,3-1,6-ЦКТИ-УрФУ для теплофикационной установки турбины № 5 типа ПТ-65/75-130/13. При разработке технического проекта сетевого подогревателя стояла задача создать вертикальный подогреватель сетевой воды, обеспечивающий эффективный нагрев воды в эксплуатационных режимах Уфимской ТЭЦ-2 с сохранением присоединительных размеров типового подогревателя ПСВ-500-3-23. При этом новый подогреватель должен обеспечивать на номинальном режиме (расход сетевой воды 1500 т/ч, давлении пара 0,206 МПа и температура сетевой воды на входе 70ºС) недогрев воды до температуры насыщения пара (далее температурный напор) не выше 12,5ºС и коэффициент теплопередачи выше 5 000 Вт/м2 К. Конструкция подогревателя разработана сотрудниками ОАО «НПО ЦКТИ» при сотрудничестве с лабораторией теплообменных аппаратов кафедры «Турбины и двигатели» Уральского федерального университета имени первого президента России Б. Н. ЕЛЬЦИНА. Изготовление выполнено заводом-производителем ООО «Энерготех-Эжектор». При разработке технического проекта подогревателя с целью обеспечения надёжности и повышения эффективности его работы предусмотрели следующие инновационные технические решения:
• трубная система подогревателя повернута относительно входа пара в подогреватель на 45°;
• компоновка трубной системы, расстановка перегородок оптимизирована на основе разработок ОАО «НПО ЦКТИ»;
• применена схема отсоса паровоздушной смеси с выделенной зоной воздухоотсоса, разработанная ОАО «НПО ЦКТИ»;
• применена островная компоновка трубного пучка;
• напротив входа пара в подогреватель установлены стержни, которые выполняют роль пароотбойного щита;
• использованы теплообменные трубки диаметром 19х1,0 мм из медно-никелевого сплава МНЖ5-1;
• применён способ закрепления трубок в трубных досках, позволяющий получить соединение повышенной герметичности.
В ноябре 2024 года на Уфимской ТЭЦ-2 прошли пусконаладочные испытания подогревателя в семи режимах эксплуатации с изменением основных параметров. В итоге было установлено, что независимо от тепловой нагрузки, температурный напор у нового подогревателя на 4–10ºC ниже расчётных значений для ПСВ500-3-23 (при номинальном режиме работы (Gв=1584 т/ч) 8,4ºС против 18,4ºС у серийного).
Сравнение значений коэффициентов теплопередачи показало, что фактические значения коэффициента теплопередачи ПСВ-550-0,3-1,6- ЦКТИ-УрФУ на номинальном режиме составляют К~5108 Вт/м2 •К, что выше значений его серийного аналога на 20–35%.
Расчёты предварительного экономического эффекта от замены ПСВ-500-3-23 на новый инновационный ПСВ-550-0,3-1,6-ЦКТИ-УрФУ на турбине № 5 ПТ-65/75-130/13 показал, что при минимальных нагрузках подогревателя экономия топлива в год достигает 729 т у. т. Экономический эффект от реализации НИОКР составит от 2 915 до 11 077 тыс. руб. в год в зависимости от режимов эксплуатации подогревателя.
В результате модернизации повысятся мощность и надёжность турбоустановки, снизится воздействие электростанции на окружающую среду.
Работы проводятся в рамках правительственной программы модернизации тепловой генерации (КОМмод), одобренной Президентом РФ.
С момента начала реализации проекта силами ремонтного персонала ТЭЦ и подрядных организаций демонтированы основные части обновляемого оборудования, подготовлен фундамент турбоагрегата к монтажу оборудования, выполнены расконсервация и входной контроль оборудования паровой турбины, завезён в главный корпус станции и установлен на место временного хранения новый статор генератора.
На сегодня согласно графику продолжаются работы по монтажу нижней половины цилиндра высокого давления, перепускных трубопроводов высокого и среднего давления, автоматических стопорных клапанов, кабельной продукции.
Как сообщили в Башкирской генерирующей компании, завершение монтажных работ планируется в ноябре, после чего специалисты приступят к пусконаладке оборудования. Дата начала поставки мощности модернизированной турбоустановки на ОРЭМ — 1 января 2026 года.
Всё новое оборудование произведено на предприятиях отечественного машиностроения и находится на площадке станции. В результате модернизации электрическая мощность турбоагрегата будет увеличена на 18 МВт и на номинальном теплофикационном режиме составит 118 МВт. Также повысятся экологичность, надёжность и эффективность работы Стерлитамакской ТЭЦ.
Это может снизить дефицит генерирующего оборудования для новых и модернизируемых ТЭС.
Энергохолдинг «Интер РАО» рассматривает возможность запуска производства собственных газовых турбин в ближайшие пять лет. Об этом сообщил журналистам на брифинге в ходе Петербургского международного экономического форума (ПМЭФ-2025) гендиректор, председатель правления «Интер РАО» Сергей Дрегваль. Он уточнил, что компания рассматривает возможность производства турбин как средней, так и большой мощности. Окончательное решение будет принято после полной проработки проекта, уточнил топ-менеджер.
«Объем инвестиций будет зависеть от того, какой тип турбины мы выберем», – сообщил Дрегваль.
Он также отметил, что запуск такого производства – масштабная работа. Для каждого типа турбины необходимо обеспечить выпуск значительного перечня различных компонентов, пояснил он. «Наши специалисты детально прорабатывают данный вопрос», – сказал топ-менеджер.
Дрегваль добавил, что компания активно развивает сегмент энергомашиностроения и он будет одним из драйверов роста «Интер РАО». «Наша задача – создать в России производство замкнутого цикла ключевого генерирующего и электротехнического оборудования. Это не просто сборка, но автономное изготовление критически важных компонентов и освоение самых сложных технологических процессов», – заключил он.
Представитель «Интер РАО» уточнила, что в 2024 г. портфель заказов компании в сфере энергетического машиностроения превысил 150 млрд руб.
В рамках развития сегмента энергомашиностроения в октябре 2022 г. «Интер РАО» приобрела долю Siemens Energy в размере 65% в компании «Сименс технологии газовых турбин» (СТГТ), совместном предприятии немецкого концерна Siemens и «Силовых машин». В марте 2024 г. «Интер РАО» через дочернюю структуру «Актив-Энергия» приобрела Уральский турбинный завод (УТЗ).
Как писали «Ведомости», по оценке Минэнерго, потребность российской электроэнергетики в газовых турбинах до 2042 г. оценивается в 31 ГВт , или 258 турбин (см. публикацию от 14 апреля 2025 г.). Потребность в паровых турбинах оценивается в 73 ГВт, в общей сложности до 2042 г. для нужд генерирующих компаний необходимо 430 таких турбин. В том числе в 2025–2031 гг. для модернизации имеющихся мощностей и строительства новых электростанций потребуется 75 газовых турбин общей мощностью 6 ГВт и 276 паровых турбин общей мощностью 39 ГВт. В 2032–2042 гг. генерирующим компаниям понадобится еще 183 газовые турбины совокупно на 25 ГВт и 154 паровые турбины на 34 ГВт.
Минэнерго в апреле этого года указывало, что отечественные газовые турбины мощностью 67,7 МВт (ГТЭ-65) и 170 МВт (ГТЭ-170.2) по-прежнему находятся в разработке. Выпуск турбин ГТЭ-110М (мощность – 118 МВт) и ГТЭ-170.1 (мощность – 155,3 МВт), по данным министерства, находится в стадии «наладки производства».
Основные производители турбин в России – «Силовые машины», Объединенная двигателестроительная корпорация (ОДК, входит в госкорпорацию «Ростех»), УТЗ и Калужский турбинный завод.
В 2022 г. (последние доступные полные данные Росстата) в стране было произведено 45 газовых турбин общей мощностью 1 ГВт и 17 паровых общей мощностью 3,1 ГВт. В 2023 г. мощность произведенных газовых турбин снизилась до 918 МВт, паровых – до 2,3 ГВт. В 2024 г. были произведены 74 газовые турбины и 38 паровых, сообщил «Ведомостям» представитель Росстата, не уточнив мощность произведенного оборудования.
Основную сложность представляет производство газовых турбин большой мощности (ГТБМ), которое ранее в России не осуществлялось. Сейчас им занимаются только «Силовые машины» и ОДК.
Замминистра энергетики России Евгений Грабчак в ноябре 2024 г. говорил, что до 2029 г. включительно в России должно быть произведено 50–60 газовых турбин на 7 ГВт. Грабчак напомнил, что Россия планирует освоить массовое производство ГТБМ. Объем производства газовых турбин в 2024–2042 гг., по его словам, может составить 60–80 ГВт.
В феврале этого года правительственная комиссия по развитию электроэнергетики утвердила перенос сроков модернизации шести блоков на пяти крупных ТЭС, принадлежащих «Интер РАО», Сибирской генерирующей компании и ТГК-16 (входит в ТАИФ). Генерирующие компании ссылались на неисполнение в оговоренные сроки поставки оборудования «Силовыми машинами» («Ведомости» писали об этом 20 февраля). Ранее, в конце декабря 2024 г., правкомиссия по развитию энергетики приняла решение об отказе от 15 проектов модернизации электростанций. Из перечня были, в частности, исключены проекты «Татнефти», «Евросибэнерго» (энергохолдинг группы «Эн+»), «Квадры» (входит в «Росатом»), ТГК-2 (принадлежит Росимуществу) и «ЭЛ5-энерго» (подконтрольна «Лукойлу»).
«Интер РАО» намерена запустить производство турбин в «очень сжатые» сроки, отмечает независимый промышленный эксперт Максим Худалов. Но учитывая, что компания, скорее всего, планирует использовать документацию СТГТ, это реалистично, вопрос лишь в финансировании и масштабировании данного производства, считает аналитик. По его мнению, инвестиции «Интер РАО» в создание одного типа турбины могут составить от 10 млрд до 30 млрд руб.
Так как эти технологии являются критически важными, развивать их компании необходимо в приоритетном порядке, считает Худалов. С ним согласен руководитель практики Kept по работе с компаниями нефтегазового сектора Максим Малков. Он отмечает, что развитие производств газовых турбин в России является задачей стратегической важности: производить турбины большой мощности могут всего несколько стран в мире, в том числе и Россия, но отечественное производство пока не является массовым.
Спрос на газовые турбины, особенно большой мощности, в России высокий и будет расти, отмечают эксперты. Малков напоминает, что утвержденная правительством генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 г. предусматривает ввод в эксплуатацию более 88,5 ГВт новой генерации и модернизацию более четверти существующих генерирующих мощностей. При этом четверть новых вводов придется на газовую генерацию, отмечает эксперт по энергетике Кирилл Родионов.
Из-за ухода зарубежных поставщиков газовых турбин на рынке образовался дефицит предложения, напоминает он. Малков оценивает потребность российского рынка в «десятки ГТБМ и более двух сотен агрегатов средней мощности». При этом в случае улучшения геополитической ситуации и возвращения на российский рынок западных компаний российским производителям может быть непросто конкурировать с ними, считает Родионов.
ПАО «Интер РАО» планирует тратить имеющийся у компании объем денежных средств на реализацию инвестпрограммы, не исключает дальнейшие сделки по приобретению активов, сообщил журналистам в кулуарах ПМЭФ глава компании Сергей Дрегваль.
«Что касается всего объема кэша (около 496,6 млрд руб. на конец I квартала — ИФ), все (проекты компании — ИФ) требуют существенных инвестиционных вложений. Мы сейчас находимся в середине инвестиционного цикла. Например, объем инвестиций в строительство Новоленской ТЭС и необходимой энергетической инфраструктуры составит по текущим оценкам порядка 260 млрд рублей», — отметил он.
При этом «Интер РАО» планирует и далее рассматривать интересные сделки. «Естественно, если какая-то сделка M&A заинтересует (сумма кэша уменьшится — ИФ), будем рассматривать. Мы всегда анализируем возможности приобретения интересных нам активов, но традиционно говорим об этом в момент принятия соответствующих решений», — заявил глава компании.
Отвечая на вопрос о возможном приобретении доли «Силовых машин» в совместном предприятии «СТГТ» на фоне растущего интереса «Интер РАО» к машиностроению, Дрегваль сказал, что «это было бы логично». «Но мы таких переговоров не ведем в данный момент», — подчеркнул он.
На вопрос о потенциальном интересе компании к отрасли возобновляемой энергетики он ответил отрицательно. «ВИЭ не наш профиль. Инвестиции в это направление на текущем этапе мы не рассматриваем», — сказал Дрегваль.
В проекте годового отчета компании за 2024 год говорилось, что ее капзатраты в 2025 году оцениваются в 314,9 млрд руб. против 127 млрд руб. годом ранее. Из запланированной на 2025 год суммы 167,7 млрд руб. будет потрачено на новое строительство.
В «Интер РАО» отмечали, что на 2025 год придется пик финансирования проектов модернизации и строительства новых энергомощностей. При этом в 2024 году сумма капзатрат оказалась ниже планируемых значений из-за снижения объемов авансирования, экономии в ходе реализации проектов, а также переноса поставок ряда оборудования и сроков отдельных работ на 2025 год.
Предполагается, что капзатраты в 2026 г. снизятся до 205,9 млрд руб., в 2027 г. составят 99,4 млрд руб., в 2028 г. — 52,6 млрд руб., в 2029 г. — 39,9 млрд руб.
В 2025-2029 гг. «Интер РАО» планирует реализовать 20 проектов модернизации ТЭС общей мощностью 6,9 ГВт.
Согласно отчетности компании по МСФО за I квартал, объем денежных средств и их эквивалентов составлял 249,9 млрд руб., депозитов от 3 до 12 мес. — 111,9 млрд руб., долговых инструментов — 129,1 млрд руб., денежных средств с ограничением — еще 1,64 млрд руб., прочих средств в прочих оборотных активах — 4,1 млрд руб.
Кроме того, как напомнил Дрегваль на встрече с журналистами, в качестве оплаты для потенциальных сделок могут использоваться не только деньги, но и квазиказначейские акции. «В нашей стратегии есть несколько способов распоряжения этими квазиказначейскими акциями: мы можем найти стратегического партнера, можем этими акциями рассчитываться в крупных сделках, можем в опционной программе (их использовать — ИФ). На текущем этапе мы не планируем совершать каких-либо действий в отношении данного пакета», — сказал он.
Основным акционером «Интер РАО» на конец марта 2024 г. являлся «Роснефтегаз» (27,63%), на долю «Интер РАО Капитал» приходилось 29,56%. Еще 8,57% на конец 2021 г. принадлежало ПАО «Федеральная сетевая компания — Россети» (ранее «ФСК ЕЭС», ныне объединенная с ПАО «Россети»), а 34,24% находилось в свободном обращении.
Член правления компании Александр Киселев отметил реализованный проект по строительству газопровода на Черепетской ГРЭС для перевода станции с угля на газ.
У «Интер РАО» нет планов перевода своих электростанций с газа на уголь для выработки электроэнергии. Об этом в ходе конференц-колла с инвесторами сообщил член правления компании Александр Киселев.
«Наша активность направлена на то, чтобы поменять топливный баланс со стороны угля на газ в наших регионах присутствия <…>. Обратная ситуация с перевода топливного баланса с газа на уголь на текущем этапе не рассматривается», — сказал он.
Киселев отметил, что компания, например, реализовала проект по строительству газопровода на Черепетской ГРЭС для перевода станции с угля на газ. Кроме того, «Интер РАО» планирует частично перевести топливный баланс с угля на газ в регионах, которые находятся во второй ценовой зоне. «В первую очередь это Омск и Томск. Также были идеи газификации данных регионов. Мы совместно с «Газпромом» и властями регионов их рассматривали. На текущем этапе пока об этом сложно говорить», — сообщил он.
«Интер РАО» — российский многопрофильный энергохолдинг, в состав которого входят предприятия следующих сегментов: генерация электрической и тепловой энергии, энерготрейдинг, розничная торговля электроэнергией, энергетическое машиностроение, инжиниринг, отраслевые информационные технологии. Работает в ряде стран, в России компания представлена в более 30 регионах. Установленная мощность составляет около 31 тыс. МВт.
Основными акционерами являются группа «Интер РАО капитал» (28,88%), «Роснефтегаз» (26,36%) и «Россети ФСК ЕЭС» (8,56%). Около 34% акций находятся в свободном обращении.
В Уфе стартовал проект, который реализуется в рамках программы модернизации тепловой генерации (КОММод). Ввод обновлённого оборудования в работу запланирован на 1 марта 2026 года.
Турбоагрегат № 9 Уфимской ТЭЦ-4 Башкирской генерирующей компании отработал в Единой энергосистеме России порядка 60 лет и выработал 10,7 млрд кВт*ч электрической энергии.
Проект модернизации предусматривает комплексную замену существующей паровой турбины Р-45-130. В результате модернизации увеличится КПД, а электрическая мощность турбоагрегата возрастёт с 45 МВт до 49,9 МВт.
Проведённые работы позволят улучшить показатели экономической эффективности турбоустановки, продлить ресурс оборудования и обеспечить его надёжную и безаварийную работу. А за счёт снижения удельных расходов условного топлива на выработку электроэнергии уменьшится воздействие станции на окружающую среду.
Оборудование для модернизации произведено на предприятиях отечественного машиностроения. Основной элемент — паровая турбина — изготовлен АО «Уральский турбинный завод» (г. Екатеринбург). Всё оборудование для обновления турбоагрегата №9 уже доставлено на Уфимскую ТЭЦ-4 и готово к монтажу.
Управление проектом модернизации осуществляет ООО «Интер РАО – Инжиниринг», а строительно-монтажные и пусконаладочные работы выполняются силами АО «Уральский турбинный завод».
Специалисты ТГК-11 стали участниками VIII Всероссийской научно-практической конференции «Актуальные вопросы энергетики», которая прошла на базе «Омского государственного технического университета» с участием студентов, аспирантов, молодых учёных и уже состоявшихся специалистов, экспертов отрасли. Организатором мероприятия выступила компания «Газпром нефть».
На конференции обсудили актуальные задачи энергетического сектора РФ и практические решения для его развития. Александр Бриленок, начальник службы наладки автоматики тепломеханических испытаний структурного подразделения АО «ТГК-11» «Энергоремонт» затронул важные вопросы в области обеспечения надёжности электроснабжения. В докладе он рассказал о технологиях предотвращения электроэрозионных повреждений турбогенераторов. Тема актуальна для дальнейших исследований, разработки методик и создания приборного парка для мониторинга надёжности оборудования.
АО «ТГК-11» уделяет особое внимание развитию научно-технического потенциала и поддержке исследовательской деятельности сотрудников. Компания является обладателем шести патентов на изобретения и полезные модели, системно внедряя инновационные решения в производственный процесс. Кроме того, в 2024 году ТГК-11 внедрила 37 рационализаторских предложений сотрудников.
Конференция «Актуальные вопросы энергетики» традиционно служит площадкой для обсуждения основных вызовов, с которыми сталкивается энергетический сектор экономики, для дальнейшей выработки новых практических решений и способов их реализации. По её итогам ежегодно формируется сборник трудов участников и научный журнал, который входит в библиографическую базу данных научных публикаций российских учёных.
На фоне прошлогодних проблем с проведением конкурсных отборов новой генерации (КОМ НГО) в энергодефицитных регионах, власти перешли в режим ручного управления и стали директивно назначать ответственных застройщиков. Сейчас в правительстве подготовили поправки в правила ОРЭМ, прописывающие принципы оплаты таких проектов – цена их мощности будет определяться по фактическим затратам и станет известна лишь за несколько месяцев до ввода. Но наличие технологического и ценового аудита, а также контроль сметных расходов со стороны Главгосэкспертизы должны оптимизировать стоимость проектов.
23 мая «Совет рынка» сообщил, что наблюдательный совет ассоциации утвердил изменения в Договор о присоединении к торговой системе (ДОП), связанные с проектом постановления правительства, предусматривающим возможность строительства новой генерации в ценовых зонах по решению кабмина. Поправки наделяют правительство правом утверждения списка объектов и создают новый механизм торговли мощностью для покрытия расходов на строительство таких станций.
«Механизм должен помочь закрыть прогнозируемые дефициты, в том числе в южных регионах. Так как на уже состоявшийся конкурс участники заявок не подали, правительство самостоятельно определит проекты по строительству генерации и компании, которые будут их строить», – пояснили «Перетоку» в «Совете рынка».
Для появления сомнений в эффективности конкурсных процедур регуляторам и участникам сектора потребовалось около полугода. В феврале 2024 года на КОМ НГО в Сибири было выбрано менее половины квоты – 525 МВт по 405–423 тыс. рублей за 1 кВт. Чтобы разыграть оставшиеся 700 МВт, потолок капзатрат был повышен до 591 тыс. рублей. Отбор успешно состоялся в конце августа. Но ещё на этапе согласования условий повторного конкурса потребители выступили за отказ от конкурсов и переход к директивному распределению проектов для сдерживания цен на новую мощность. После провалившегося в середине августа КОМ НГО для ОЭС Юга (299 тыс. рублей за 1 кВт) власти возможность повышения ставок уже не обсуждали.
В ноябре правительственная комиссия по развитию электроэнергетики одобрила ряд проектов для покрытия дефицита в ОЭС Юга, включая быстровозводимую генерацию со сроками реализации в 2025–2026 годах в объёме до 500 МВт, а также расширение к 2030 году Ударной ТЭС на 340 МВт, Сочинской ТЭС на 480 МВт и строительство новой ТЭС «Кубанская» на 470 МВт. Реализацией этих проектов займутся «Технопромэкспорт», «Газпром энергохолдинг» и «Интер РАО», сообщал замглавы Минэнерго Евгений Грабчак. В конце апреля перечень одобренных правкомиссией проектов пополнили ПСУ на 150 МВт на Краснодарской ТЭЦ «Лукойла» и ГТУ общей мощностью 160 МВт на Джубгинской ТЭС «Интер РАО».
Проект постановления правительства (есть в распоряжении «Перетока») вводит новый способ торговли – «мощностью по договорам купли-продажи, заключённым в отношении генобъектов, включённых в перечень генобъектов, подлежащих строительству в ценовых зонах оптового рынка, утверждённый правительством» (подп. 19 п. 4 Правил ОРЭМ).
При согласовании проекта генерации власти будут ориентироваться на плановое значение удельных капзатрат, а фактическая стоимость станет точно известна незадолго до ввода новой генерации. Соглашаясь на отказ от конкурсов, потребители называли главным условием проведение независимого ценового аудита проектов с публикацией параметров и их широким обсуждением. Результаты технологического и ценового аудита, а также положительное заключение Главгосэкспертизы о проверке сметной стоимости включены в перечень документов, которые инвестор должен направить в Минэнерго не позднее чем за семь месяцев до ввода в эксплуатацию для определения цены новой мощности. Аудит будет проводиться на условиях, прописанных для бывших неценовых зон (п. 319 Правил ОРЭМ).
За три месяца до ввода новой мощности «Совет рынка», проанализировав документы генкомпании, должен подготовить предложение о величине капзатрат, которые затем утверждаются решением правительства. Методику расчёта цен на мощность и штрафов за нарушение обязательств для «директивных» проектов Минэнерго предлагает утвердить этим же проектом постановления правительства.
Уральский турбинный завод изготовил и поставил паровую турбину Р-50-130 на Уфимскую ТЭЦ-4 «Башкирской генерирующей компании».
Модернизация турбоагрегата №9 на Уфимской ТЭЦ-4 предполагает замену существующей паровой турбины Р-45-130 турбоагрегата на аналогичную новую Р-50-130. В результате модернизации увеличится КПД турбины, а электрическая мощность турбоагрегата возрастёт с 45 МВт до 49,9 МВт.
Проведённые работы позволят улучшить показатели экономической эффективности турбоустановки, продлить ресурс оборудования на срок не менее 30 лет и обеспечить его надёжную и безаварийную работу. Также будут снижены удельные расходы условного топлива на выработку электроэнергии и, соответственно, уменьшится воздействие станции на окружающую среду.
Модернизация повысит надежность электроснабжения уфимского энергоузла. Кроме того, обновление оборудования электростанции создаст синергетический эффект и положительно скажется на промышленных предприятиях северной промзоны города, которые забирают со станции пар для производственных нужд.
