Силовой остров

09.11.2020 BigPower

ПАО «ТГК-2» объявило конкурс по продаже оборудования газовой турбины ГТЭ-160 с системой автоматического пуска и управления, турбогенератора SIEMENS SGen5−100A−2P с принадлежностями, следует из размещенной на сайте «Электронной торговой площадки группы Газпромбанка» (ЭТП ГПБ) конкурсной документации.

Заявки на участие в конкурсе будут приниматься до 7 декабря включительно. Начальная цена торгов — 1,3 млрд рублей.

Турбина произведена в 2010 году филиалом ПАО «Силовые машины» «Ленинградский металлический завод» в г. Санкт-Петербурге по лицензионному договору с фирмой SIEMENS.

«Оборудование не монтировалось и не вводилось в эксплуатацию. Комплект газовой турбины полностью укомплектован, исправен и хранится в соответствии с требуемыми нормами производителя в фирменной вакуумной упаковке», — указывают в «ТГК-2».

Технология данной модели осваивалась «Силовыми машинами» совместно с Ленинградским Металлическим заводом с 1992 года и в 2001 году компания получила права на производство и продажи данной ГТУ под собственной маркой ГТЭ-160. По информации ТГК-2, к 2009 году локализация ГТЭ-160 достигала 55−60%.

В настоящее время проводится конкурс на конкурентный отбор проектов модернизации ТЭЦ ценовой зоны с поставкой мощности в 2026 году, который также включает в себя квоту на отбор 2 ГВт новых газотурбинных мощностей. Конкурсом установлены жесткие требования по локализации, которые не позволят применить газовые турбины иностранного производства. При этом при господдержке активно развивается разработка инновационных отечественных турбин большой мощности, в том числе на базе ранее выпускаемой ГТЭ-160. Использование ГТЭ-160 в проектах модернизации, позволило бы потенциальным участникам конкурентного отбора ДПМ-2 на 2026 год наиболее эффективно расходовать денежные средства потребителей с минимальными рисками штрафных санкций в случае аварийных остановов газовой турбины.

12.02.2020 ТГК-2

11 февраля на официальном портале правовой информации было опубликовано распоряжение Правительства Российской Федерации от 7 февраля 2020 года № 232-Р, утвердившее итоги отбора проектов для модернизации с началом поставки мощности с 2025 году. В список вошли 5 проектов ПАО «ТГК-2» суммарной мощностью 324 МВт с объемом капитальных затрат на реализацию 4,438 млрд рублей.

Всего в ценовой зоне оптового рынка в рамках конкурсных процедур, а также отбора Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики утвержден 41 проект общей мощностью 6,8 ГВт.

От ПАО «ТГК-2» вошли Костромская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-3 и Вологодская ТЭЦ (с двумя проектами).

В РФ в 2019 году в России стартовала программа модернизации ТЭС. Для проектов, попавших в программу, гарантируется окупаемость инвестиций в течение 16 лет за счет повышенной ставки мощности, включающей доходность на уровне 14%. Пока прошли отборы с вводом модернизированной мощности в 2022−2024 годах, а также в 2025 году.

16.10.2019 ТГК-2  http://www.tgc-2.ru/press/news/detail.php?ID=3562

ПАО «ТГК-2» инициировало процедуру проведения аукциона в электронной форме на реализацию комплектной газовой турбины электрической мощностью 160 МВт с турбогенератором, системой автоматического пуска и управления, произведенной в 2010 году филиалом ПАО «Силовые машины» «Ленинградский металлический завод» в г. Санкт-Петербурге по лицензионному договору с фирмой SIEMENS.

Оборудование не монтировалось и не вводилось в эксплуатацию. Комплект газовой турбины полностью укомплектован, исправен и хранится в соответствии с требуемыми нормами производителя в фирменной вакуумной упаковке.

Информация о стоимости энергетической установки, а также подробные технические характеристики указаны на сайте «Электронной торговой площадки группы Газпромбанка» (ЭТП ГПБ).

29.05.2019 ТГК-2 http://www.tgc-2.ru/press/news/detail.php?ID=3422

Компания ПАО «ТГК-2» обнаружила ошибки при ранжировании проектов модернизации тепловых станций с использованием системы критериев, предложенных Минэнерго России.В материалах о дополнительном перечне проектов модернизации ТЭЦ, который будет рассматриваться на заседании Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики сегодня 29 мая 2019 года, допущены ошибки прямо влияющие на итоговые показатели Ярославской ТЭЦ-2 ПАО «ТГК-2».

29 мая 2019 года состоится Правительственная комиссия  по вопросам развития электроэнергетики, которая должна решить судьбу оставшихся 15%  проектов модернизации тепловых станций. Установленная мощность рассматриваемых проектов модернизации составит всего 1,65 ГВт. Министерством энергетики Российской Федерации были выработаны критерии ранжирования этой части проектов модернизации и произведено ранжирование представленных проектов. По итогам ранжирования по 4 критериям победителями признаны 11 проектов в первой ценовой зоне и 4 – во второй ценовой зоне.

В соответствии с представленными в итоговой таблице данными по критерию «Тепло» для данного проекта ТГК-2 указано значение 72%. Однако в соответствии с действующей в настоящее время Схемой теплоснабжения г. Ярославля, утвержденной Приказом Минэнерго России №1017 от 26 октября 2017 г., данный показатель для Ярославской ТЭЦ-2 должен составлять не менее 84%.

Кроме этого, вызывает обоснованное сомнение правильность определения критерия «Стоимость», указанного для этого проекта в размере 15%. По расчетам специалистов ТГК-2  значение этого критерия должно быть не менее 26%.

В этом случае итоговый бал проекта оказывается значительно выше и проект модернизации Ярославской ТЭЦ-2 ПАО «ТГК-2» в группу проектов-победителей, обеспечивая ему 6 место в первой ценовой зоне.

В связи с этим, учитывая, что допущенные ошибки прямо влияют на итоги отбора проектов модернизации, ПАО «ТГК-2» обратилось к Правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики и Министерству энергетики Российской Федерации с предложением о внесении изменений в таблицу «Итоги ранжирования проектов модернизации с использованием системы критериев» и включении проекта модернизации Ярославской ТЭЦ-2 в дополнительный перечень проектов модернизации ТЭЦ, рассматриваемый на Правительственной комиссии 29 мая 2019 года.

21.05.2019 Коммерсантъ №85 https://www.kommersant.ru/doc/3975526

Потребители региона разделят с рынком затраты на обновление электростанций.

По данным “Ъ”, «РусГидро» и ТГК-2 намерены инвестировать до 200 млрд руб. в модернизацию электростанций в зонах с регулируемыми тарифами Дальнего Востока и Архангельской области. Минэнерго предлагает распределить дополнительную тарифную нагрузку между оптовым энергорынком и самими регионами. Это значит, что энерготарифы в неценовых зонах вырастут на 2,6% и 0,5% соответственно.
Минэнерго подготовило перечень проектов и механизм возврата инвестиций в строительство новой генерации в неценовых зонах, где после реформы РАО «ЕЭС России» были сохранены регулируемые тарифы (Архангельская и Калининградская области, Республика Коми и регионы Дальнего Востока). В первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) и во второй (Сибирь) действует рыночное ценообразование. Эти предложения обсуждались 20 мая на совещании у вице-премьера Дмитрия Козака.

Речь идет о проектах замещения отработавших энергоблоков в Дальневосточном федеральном округе (ДФО) к 2025 году на Хабаровской ТЭЦ-4 (328 МВт, инвестиции — 38,4 млрд руб.), Якутской ГРЭС-2 (154 МВт за 22,2 млрд руб.), модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 (360 МВт за 19,4 млрд руб.), а также замене энергоблоков на Артемовской ТЭЦ (420 МВт за 91,2 млрд руб.) в 2026 году. Перечень проектов представило «РусГидро», владеющее всей генерацией на Дальнем Востоке. Еще одна заявка поступила от ТГК-2, которая рассчитывает модернизировать Архангельскую ТЭЦ, Северодвинские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 мощностью 632 МВт, стоимость проектов — 29,2 млрд руб. Намерений модернизировать мощности в других неценовых зонах, судя по презентации Минэнерго, у инвесторов нет. Утверждать перечень проектов будет правкомиссия по электроэнергетике.

В 2019 году была принята программа модернизации старых ТЭС стоимостью до 1,9 трлн руб. до 2031 года. Оплачивать этот инвестцикл предлагается за счет повышенной нагрузки на потребителей оптового энергорынка. В программе по поручению президента также надо учесть модернизацию в неценовых зонах, при этом так, чтобы энергоцены не росли быстрее инфляции.

Согласно презентации Минэнерго, платить за строительство новых энергоблоков в неценовых зонах через надбавку к цене мощности должен в основном оптовый энергорынок, а частично — потребители ДФО и Архангельской области. Распределять платежи между ценовыми и неценовыми зонами предлагается пропорционально пиковому потреблению (вклад ДФО — 5,7%, Архангельской области — менее 1%). Ежегодная стоимость проектов по итогам ввода всех объектов с учетом доходности в размере 14% составит 33,6 млрд руб. Таким образом, конечный рост цены на Дальнем Востоке может составить 2,6%, в европейской части РФ и на Урале — 1%, в Сибири — 1,4%. Вклад строек в Архангельской области в рост конечной цены составит менее 0,5% внутри региона и по 0,2% в каждой из ценовых зон.

При этом Минэкономики, ФАС и Минэнерго пока не достигли консенсуса, следует из презентации. Так, Минэкономики против введения новых надбавок для оптового рынка и предлагает модернизировать мощности через региональные программы, а если те не выполняются, снижать в таких регионах ДФО уже существующую надбавку на выравнивание цен на электроэнергию до среднероссийского уровня (это, впрочем, не решает проблем Архангельской области и Коми). В ФАС также против отдельной надбавки для модернизации, полагая, что нужно увеличить тариф для генераторов (чтобы проекты модернизации окупились), а цены на энергию сдержать через рост надбавки на выравнивание энерготарифов. В Минэнерго считают эти предложения неэффективными, поскольку тогда надбавку для снижения энерготарифов в ДФО придется продлять до 2041 года, а цены в регионе все равно вырастут — примерно на 40%.

В «РусГидро» подтвердили перечень проектов и их стоимость. В Минэнерго, ФАС, Минэкономики, ТГК-2 не дали комментариев.

Директор «Сообщества потребителей энергии» Василий Киселев полагает, что при сборе средств на обновление ТЭС в неценовых зонах с потребителей ценовых зон следует учитывать необходимость возмещения этих платежей.

Схема оплаты модернизации ТЭС в неценовой зоне схожа с механизмом уравнивания тарифов на Дальнем Востоке — за модернизацию будут платить все потребители энергосистемы, констатирует Владимир Скляр из «ВТБ Капитала». Тем не менее базовый сценарий кардинально повышает привлекательность модернизации для «РусГидро», которое сможет получить те же условия, что и генераторы в ценовых зонах. По мнению аналитика, увеличение нагрузки на оптовый рынок в рамках этой схемы вряд ли приведет к росту тарифа выше инфляции.

26.04.2019 РИА Новости

Компания ТГК-2 не представила свои предложения по модернизации тепловых электростанций (ТЭС) в рамках общероссийской программы в так называемых неценовых зонах оптового энергорынка РФ, к которым относится, в частности, Архангельская область, где работает компания, следует из ответа Минэнерго РФ РИА Новости.

Минэнерго представило правкомиссии предложения по проектам модернизации в неценовых зонах, сообщили в пресс-службе министерства. Проекты для программы модернизации ТЭС, которая гарантирует инвесторам возврат и окупаемость вложений, выбираются на конкурсе, но для неценовых зон, где нет конкуренции между компаниями, проекты утверждает правкомиссия. Причем в неценовых зонах могут быть проекты строительства, не только модернизации.

«Необходимо отметить отсутствие проработанных предложений по проектам генерирующих объектов тепловых электростанций, подлежащих модернизации (реконструкции) или строительству в неценовых зонах оптового рынка со стороны ТГК-2, функционирующей в том числе на территории Архангельской области, относящейся к неценовой зоне», — сообщили в Минэнерго.

ТГК-2 выражала недовольство итогами конкурсного отбора проектов модернизации в ценовых зонах, где компания также работает. По итогам конкурса ее проекты не были отобраны. ТГК-2 в сообщении на официальном сайте отмечала, что реальная цена модернизации ТЭЦ «не может быть менее 2,5 тысячи рублей за 1 МВт.ч» при том, что на конкурсе сложились цены в пределах 1,6 — 2,227 тысячи рублей за 1 МВт.ч. В итоге компания предлагала пересмотреть итоги конкурса.

В среду компания сообщила, что внесла на рассмотрение вице-премьера РФ Дмитрия Козака несколько предложений по программе модернизации, среди которых есть «включение в перечень отобранных проектов мероприятий, реализуемых в неценовых зонах… в том числе в Архангельской области».

Крупнейшей неценовой зоной энергорынка РФ является Дальний Восток, где работает компания «Русгидро». По этому региону Минэнерго предложило правкомиссии четыре проекта: строительство Артемовской ТЭЦ-2, Хабаровской ТЭЦ-4 и второй очереди Якутской ГРЭС-2, а также реконструкция трех турбоагрегатов Владивостокской ТЭЦ-2. «Русгидро» ранее говорила о планах представить в программу модернизации пять проектов, оцениваемых в 153 миллиарда рублей. Помимо перечисленных электростанций также называлась Комсомольская ТЭЦ-2, где планировалась модернизация и прирост мощности на 10 МВт.

24.04.2019 ТГК-2 http://www.tgc-2.ru/press/news/detail.php?ID=3357

Генеральный директор ПАО «ТГК-2» Надежда Пинигина 23 апреля 2019 года приняла участие в совещании на тему «О реализации программы модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций», которое состоялось под председательством Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации Дмитрия Козака в здании Правительства Российской Федерации.

На совещании были рассмотрены вопросы, связанные с предварительными итогами отбора проектов модернизации тепловых электростанций (ДПМ-2) и предложения по дополнительному отбору проектов модернизации на период 2022 – 2024 годов.По мнению ПАО «ТГК-2» серьезным недостатком проведенного в начале апреля 2019 года отбора проектов модернизации по ценовым параметрам является то обстоятельство, что в отобранных технических мероприятиях крайне мала доля оборудования, подлежащего комплексной (полной) замене.

Целевые показатели по замене энергетического оборудования были установлены Комплексным планом модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 года, утвержденным Распоряжением Правительства Российской Федерации № 2101-р от 30.09.2018.

В соответствии с поставленными в плане задачами в 2019 году должны быть отобраны проекты по модернизации генерирующих мощностей установленной мощностью не менее 11 ГВт, предусматривающие замену порядка 57 турбин и 40 котлоагрегатов. По итогам предварительного отбора 85% проектов модернизации будет заменено всего 8 турбин и ни одного котлоагрегата. Установленная мощность модернизируемого оборудования составит всего 8,61 ГВт или 78,3% от запланированных показателей.К недостаткам существующего механизма отбора по мнению ПАО «ТГК-2» относится повышение уровня монополизации рынка мощности, вместо достижения обозначенного в Комплексном плане результата в виде обеспечения улучшения конкурентной среды на оптовом рынке электрической энергии и мощности.

В подтверждение этого говорит то обстоятельство, что все 30 отобранных проектов распределились всего между 5 группами компаний, при этом на долю первой из этих компаний пришлось 61,5% мощности, выставленной на конкурс и 15 проектов. Доля ТЭЦ в отобранных проектах модернизации составила только 18,5% или 1 593 МВт мощности. В этом случае приходиться говорить, что при отсутствии корректив, модернизация крупных тепловых станций (ГРЭС) будет проведена за счет ТЭЦ, которые несут основные тепловые нагрузки и являются основой системы централизованного теплоснабжения городов Российской Федерации.

В результате серьезно меняет распределение существующих денежных потоков с рынка мощности в пользу ГРЭС и этот рынок стремительно монополизируется.

ПАО «ТГК-2» внесло на рассмотрение Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации Дмитрия Козака ряд предложений, направленных на совершенствование механизма отбора проектов модернизации, в числе которых: — приоритет комплексным проектам модернизации, предусматривающим полную замену оборудования на современные образцы производства российских предприятий;- обеспечение равных условий для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), расположенных в центрах тепловых и электрических нагрузок, что позволит провести модернизацию теплового комплекса городов без дополнительной тарифной нагрузки на население;- учет мнения регионов Российской Федерации при проведении отбора проектов;- предотвращение монополизации рынка мощности и сохранение доли ТЭЦ на этом рынке;- включение в перечень отобранных проектов мероприятия, реализуемые в неценовых зонах, особенно Российской Арктики, в том числе Архангельской области.Принятие этих предложений позволит повысить эффективность процесса отбора проектов модернизации тепловых станций за счет увеличения доли проектов, ориентированных на техническую, технологическую, энергетическую, социальную, бюджетную эффективность и обеспечение надежности энергоснабжения регионов Российской Федерации.

12.04.2019 ТГК-2 http://www.tgc-2.ru/press/news/detail.php?ID=3349

В заседании Экспертного совета при Комитете Государственной Думы Российской Федерации по экономической политике, промышленности, инновационному развитию и предпринимательству по тяжелому и нефтегазовому машиностроению и новым производственным технологиям Союза машиностроителей России на тему: «Об участии предприятий машиностроения в проектах модернизации электроэнергетики в рамках договоров о предоставлении мощности (ДПМ-2)», которое состоялось 11 апреля 2019 года, принял участие представитель управления по развитию бизнеса  ПАО «ТГК-2» Александр Остапенко.

На заседании были рассмотрены основные параметры программы модернизации генерирующих объектов электроэнергетики, а также возможность участия предприятий машиностроения в проектах генерирующих компаний. При этом участники заседания отметили, что электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики с длинным инвестиционным циклом  и именно в этой связи существует необходимость в долгосрочной стратегии ее развития.

— Можно отметить, что отобранные мероприятия не имеют высокого потенциала повышения энергетической эффективности оборудования станций. Улучшения носят характер частичного восстановления ресурса оборудования и представляют программу капитального ремонта, а не модернизации оборудования, — высказал свою точку зрения представитель ПАО «ТГК-2» Александр Остапенко, — По имеющейся информации, предприятия энергетического машиностроения загружены не полностью.  В рамках проводимого конкурентного отбора мощности на модернизацию (КОММОД), промышленность не получит ожидаемые крупные заказы на производство основного энергетического оборудования в сборе, а будет ориентирована на изготовление отдельных элементов данного оборудования.

Мнение представителя ПАО «ТГК-2» было поддержано многими участниками заседания, представляющими производителей энергетического оборудования.

08.04.2019 Переток.ру http://peretok.ru/articles/strategy/20313/

Снижение цен на энергию модернизируемых электростанций на 30–40% от прогнозного уровня является главным показателем эффективности программы обновления тепловой генерации, стартовавшей в России, считают в правительстве. Опасения больших нагрузок на потребителей не оправдались, заявил 5 апреля на коллегии Минэнерго глава министерства Александр Новак. Ключевые игроки рынка не согласны с ТГК-2, чьи ТЭЦ проиграли отбор: через два дня после обнародования предварительных результатов региональный генератор предложил пересмотреть итоги конкурентного отбора мощности на модернизацию (КОММод). Впрочем, корректировки общего плана всё же необходимы: энергетики по-прежнему не видят необходимости в дорогостоящей разработке газовых турбин большой мощности (ГТБМ), которые пока не производятся в России. Дешевле и эффективнее локализовать производство уже имеющихся образцов в сотрудничестве с зарубежными партнёрами, вновь выразил коллективную позицию крупных генераторов глава «Газпром энергохолдинга» (ГЭХ) Денис Фёдоров.

Коллегия Минэнерго, случившаяся 5 апреля, прошла через три дня после завершения приёма ценовых заявок в рамках КОММода. 3 апреля «Системный оператор» опубликовал предварительный перечень проектов, прошедших отбор, и мероприятие в Минэнерго стало первым, где члены правительства комментировали его результаты. Вице-премьер Дмитрий Козак поблагодарил Минэнерго за проделанную силами «компактного коллектива» работу.

– Мы приступили к реализации масштабной программы модернизации тепловой энергетики: все нормативные акты приняты, необходимо обеспечить исполнение плана, реализовать прозрачные конкурсные процедуры, – заявил Дмитрий Козак.

1–2 апреля «Системный оператор» провёл приём ценовых заявок в рамках стартового отбора проектов в программу модернизации ТЭС. В течение 10 лет по программе планируется обновить до 39 ГВт (ещё 2 ГВт составляет дополнительная квота неценовых зон), объём инвестиций составит до 1,9 трлн рублей. Первый отбор проводился сразу на три года с вводом модернизированных ТЭС в 2022–2024 годах (3 ГВт, 4 ГВт, 4 ГВт). 15% ежегодного объёма (4 ГВт со второго года) составляет квота правительственной комиссии по развитию электроэнергетики, остальной объём делится в пропорции 80% – 20% между проектами в первой и второй ценовых зонах (1 ЦЗ (Центр и Урал) и 2 ЦЗ (Сибирь)). Проекты, не прошедшие КОММод, могут быть включены в программу по квоте правкомиссии.

В предварительный перечень проектов и генобъектов, подлежащих отбору в ходе КОММода, вошли 30 проектов суммарной установленной мощностью 8,61 ГВт, объём заявок составил почти 22 ГВт. Право модернизировать 5,1 ГВт из 8,6 ГВт (60%) получило «Интер РАО», также в предварительный список вошли объекты «Юнипро» (19% квоты), «Иркутскэнерго» (9%), ГЭХ (6%) и «Сибирской генерирующей компании» (4%).

О первых результатах анализа эффективности выбранной схемы при отборе проектов обновления ТЭС рассказал Александр Новак.

– Отбор проектов уже проводится на конкурсной основе. В программу входит высоковостребованное оборудование с высокими показателями износа. Самый главный критерий – минимизация стоимости энергии, вырабатываемой после реализации проектов, для потребителей. Два дня назад были подведены (предварительные – ред.) итоги конкурса на 2022–2024 годы. Мы планируем к маю рассмотреть результаты на правительственной комиссии и принять окончательные решения по перечню. Но конкурс уже состоялся и показал эффективность: были значительно сокращены расценки относительно плановых, не оправдались ожидания больших нагрузок на потребителей – расходы на модернизацию (по итогам конкурса – ред.) были снижены на 30–40%, – заявил глава Минэнерго.

Теми же данными оперировал и глава Минэкономразвития Максим Орешкин, выступивший на коллегии.

– Основной результат программы новой программы ДПМ – уже случившееся в результате конкурсного отбора падение цен на 30–40% ниже ожиданий. Это наглядно показывает, что спрос на этот механизм на рынке очень высокий, при этом он позволяет существенно снижать расходы потребителей, – сказал г-н Орешкин.

Представляя предварительные результаты конкурса, «Системный оператор» сообщил, что «диапазон изменения коэффициента эффективности отобранных генерирующих объектов (показателя, по которому осуществлялся отбор проектов модернизации, и характеризующего уровень одноставочной цены на электрическую энергию в период поставки) составил в первой ценовой зоне оптового энергорынка (1 ЦЗ, Центр и Урал) от 1600 до 1782,77; во второй ценовой зоне (2 ЦЗ, Сибирь) – от 1640,13 до 2227,07». Заявки с уровнем одноставочной цены в 1,7–2 тыс. рублей за 1 МВт/ч оказались чуть ниже ожиданий в 2–2,3 тыс. рублей за 1 МВт/ч, говорил «Коммерсанту» Владимир Скляр из «ВТБ Капитала».

Впрочем, конкурсное снижение цен устроило не всех генераторов. В пятницу стало известно, что ТГК-2 (выставляла на КОММод четыре проекта обновления своих ТЭЦ суммарной стоимостью 22 млрд рублей, ни один не прошёл) предлагает пересмотреть итоги отбора из-за того, что основной объём «залповой» квоты оказался распределён между конденсационными станциями (ГРЭС), а не ТЭЦ. Остальные игроки сектора с таким подходом не согласны: все участники находились в равных условиях, которые были объявлены заранее; ключевым критерием стала именно финальная цена для потребителя после обновления мощностей. Кроме того, заведомо более дорогие, но важные для энергосистемы или регионов проекты также будут попадать под модернизацию – для этого предусмотрена квота правкомиссии, которая в процессе разработки программы была увеличена с 10 до 15%.

– Основным достижением данного отбора является низкий уровень цен на модернизацию (в три раза ниже price cap), который стал результатом жёсткой конкуренции производителей. Мы наблюдаем подобные результаты работы рыночных механизмов и в РСВ, и в последнем отборе проектов ВИЭ. Естественно, что результаты по-настоящему конкурентного отбора по определению не могут устраивать всех участников, – заявили в Совете производителей энергии.

Перспективы конкуренции

Исходя из позиции основных игроков сектора и руководства регуляторов, ожидать пересмотра итогов «залпового» отбора вряд ли стоит. Но дальнейшее обсуждение корректировки программы неизбежно: так, доходность планируется устанавливать перед каждым отбором – для проектов стартовой трёхлетки она составила 14% (с «привязкой» к ставке ОФЗ). Ещё один вопрос, на обсуждении которого настаивают энергетики, – необоснованность и неэффективность разработки отечественных ГТБМ на фоне масштабного падения спроса на них в мире. Кабмин уже объявил о проведении в этом году конкурса на разработку российских газовых турбин «с нуля». Из бюджета на проект в порядке софинансирования планируется выделить 7 млрд рублей, ещё минимум столько же должен будет вложить частный инвестор. Основным претендентом на получение госзаказа считаются «Силовые машины» Алексея Мордашова. Генераторы в рентабельности проекта сомневаются, прежде всего из-за недостаточности ёмкости внутреннего рынка.

– Предложения (по созданию отечественных ГТБМ – ред.) не выдерживают никакой критики, вне зависимости от того, выделите вы на них 7 млрд рублей или нет: за 20 лет её (газовую турбину – ред.) не сделали и ещё за 20 лет не сделают, – заявил выступивший на коллегии глава ГЭХ Денис Фёдоров. – У нас есть две самые большие тепловые компании – мы и «Интер РАО». ГЭХ без всяких госинвестиций готов сформировать якорный заказ и выступить компанией, которая, например с Siemens, локализует эту турбину. Мы готовы в том числе выкупить долю СТГТ у второго акционера («Силовых машин» – ред.). По плану (правительства о разработке собственных турбин – ред.) надо произвести 22 турбины с 2025 по 2032 год – я считаю, что, если мы говорим про большие турбины, это фактически нереализуемая задача. Мы не ставим амбициозные цели, а фактически вводим в заблуждение руководство, потому что такого заказа нет. Но мы как ГЭХ готовы сделать заказ на 10–12 больших турбин, и производители готовы этот объём локализовать.

В качестве успешного примера подобного решения г-н Фёдоров привёл уже созданное СП ГЭХ и Siemens по производству вакуумных выключателей. Компании «договорились сами, безо всяких решений Минпромторга», отметил глава энергокомпании: к 2022 году 75% этой продукции будет производиться внутри страны. «Аналогичные решения нужны и по турбинам большой мощности», – резюмировал он.

Локализацию считают более перспективным путём и в «Интер РАО» – группы, получившей 60% конкурсной части квоты первого стартового отбора. В конце марта предправления компании Борис Ковальчук сообщил, что генератор базово договорился с «Ростехом» и GE о будущем действующего совместного предприятия (СП): оно должно стать базой для локализации производства ГТБМ (при этом структура «Ростеха» выйдет из СП). «Интер РАО» и GE сейчас обсуждают возможные варианты трансфера технологий, среди которых покупка лицензий или оформление через долю в СП.

Фактически на рынке формируется два конкурентных предложения: локализация турбин Siemens, партнёром которого вместо «Силмаша» (претендующего на госзаказ на разработку собственных турбин) готов выступить ГЭХ, либо разворачивание производства аналогичной продукции GE при поддержке «Интер РАО». Оба проекта находятся примерно в равных условиях: генераторы-партнёры способны обеспечить значительную часть заказа на газовые турбины и обладают базовыми площадками для организации производства. Реализовывать оба – бессмысленно, признавали главы «Интер РАО» и ГЭХ в кулуарах КЭФ. Проекты – прямые конкуренты, но в этом суть предложений энергетиков: в результате соперничества на рыночных условиях будет реализован наиболее эффективный вариант с точки зрения экономики. Таким образом, инвестиции в локализационное производство дадут максимальную отдачу, а генераторы получат эффективное оборудование за минимальные для потребителей деньги. Вероятность того, что один из проектов в итоге будет реализован, крайне высока: новые газовые турбины будут востребованы рынком в объёме, рентабельном для локализации, но экономически неэффективном для собственных разработок, следует из выкладок правительства и расчётов энергетиков. Опыт предыдущих попыток разработки собственных ГТБМ в России также нельзя признать удачным.

Открытым остаётся и вопрос дополнительной финнагрузки на потребителей ОРЭМ в виде доплаты за мощность станций, на которых будут обкатываться российские турбины после их разработки. «Силмаш» хотел бы сам или в сотрудничестве с партнёром построить экспериментальную ТЭС на 1,4 ГВт в рамках механизма конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ) для опробования образцов газовых турбин, заявлял в декабре гендиректор «Силмаша» Тимур Липатов. В феврале тогда ещё первый замглавы Минэнерго Алексей Текслер (сейчас – врио губернатора Челябинской области) говорил журналистам, что правительство планирует изменить правила проведения отбора проектов, которые могут быть реализованы в рамках КОМ НГ, разрешив строительство инновационных ТЭС в энергобездефицитных регионах. Сроки принятия поправок и возможного проведения такого отбора г-н Текслер не уточнял. Экспериментальные мощности обойдутся рынку существенно дороже модернизационных, признают все заинтересованные стороны.

05.04.2019 ТГК-2

Объявлены предварительные итоги отбора проектов по программе модернизации тепловых электростанций, получившей название «ДПМ-2».

Напомним, что в качестве обоснования реализации этого проекта его инициаторы декларировали перед руководством страны идею о необходимости привлечения средств на модернизацию тепловых станций, прежде всего, ТЭЦ.

Действительно ТЭЦ, обеспечивающие основные потребности населения в тепловой и электрической энергии, давно уже нуждаются в глубокой модернизации, которая позволила бы повысить эффективность и надежность их работы, сохранив при этом тарифы на тепловую энергию на доступном уровне.Однако публично заявленные, в качестве основных, цели проекта ДПМ-2, судя по результатам предварительного отбора, не будут достигнуты.

Итоги отбора проектов на модернизацию заставляют сделать следующие выводы:

1. Под вывеской ДПМ-2 запущен механизм передела рынка мощности в пользу крупной электрической генерации, при этом средства, получаемые в настоящее время всеми генерирующими компаниями в качестве платы по договорам предоставления мощности, будут перераспределены и сконцентрированы у наиболее крупных игроков рынка электроэнергии, в основном, ПАО «Интер РАО».

В подтверждение этого говорит то обстоятельство, что 30 отобранных проектов на общую установленную мощность 8 610 МВт распределились всего между 5 компаниями.

Абсолютным лидером с наибольшей долей модернизируемых мощностей стала Группа «Интер РАО», забравшая на себя 61,5% мощности, выставленной на конкурс и 15 проектов. Далее следует ПАО «Юнипро» — 19% (2 проекта), ПАО «Иркутскэнерго» (входит в состав ОАО «ЕвросСибЭнерго») – 8,5% (6 проектов), ООО «Газпром энергохолдинг» – 7,5% (5 проектов) и замыкает список ООО «Сибирская генерирующая компания» с 2 проектами на 3,5% от общей мощности, подлежащей модернизации.

Таким образом, денежные средства по договорам предоставления мощности, получаемые в настоящее время 21 энергокомпанией, перераспределяются в пользу 5 крупных генерирующих компаний. Основным выгодоприобретателем при этом становятся предприятия, входящие в «Интер РАО». Средства будут прежде всего изыматься у генерирующих компаний, владеющих ТЭЦ. Можно уверено говорить, что модернизацию крупных ГРЭС оплатят ТЭЦ.

Общая сумма средств с рынка мощности, которая по итогам прошедшего «залпового» отбора будет перераспределена в пользу указанных крупных энергокомпаний, составит не менее 70 млрд. рублей.

2. ТЭЦ, несущие основную нагрузку по теплоснабжению населения и других городских потребителей, остаются без источника средств для модернизации, и вынуждены будут обновлять свои мощности за счет инвестиционных надбавок к тарифам на тепловую энергию.

Этот вывод следует из того, что 81,5% или 7 017 МВт отобранной для модернизации мощности отдан проектам модернизации ГРЭС, несущих в основном электрическую нагрузку, и расположенных вдали от крупных городов, в которых сосредоточены основные потребители тепловой энергии, прежде всего население.

Только 18,5% или 1 593 МВт мощности досталось теплоэлектроцентралям, из которых большая часть находится во второй ценовой зоне и расположены в Сибирском федеральном округе.

При этом в первой ценовой зоне, где сосредоточено 72% всех ТЭЦ России, отобраны всего три ТЭЦ, из них две находятся в Москве – ТЭЦ-22 и ТЭЦ-23 ПАО «Мосэнерго». Только одна ТЭЦ первой ценовой зоны, расположенная за пределами столичного региона в г. Салавате – Ново-Салаватская ТЭЦ, прошла конкурсный отбор.

Надо отметить, что численность населения г. Салават составляет 153 тыс. человек и значительную часть тепловой нагрузки от данной ТЭЦ потребляет нефтеперерабатывающий завод ОАО «Газпром нефтехим Салават». С учетом этого, можно говорить, что эффект от модернизации ТЭЦ в первой ценовой зоне (без учета столичных ТЭЦ ПАО «Мосэнерго») распространится не более чем на 150 тыс. человек, получающих тепло и горячую воду от ТЭЦ.

В этих условиях для модернизации оборудования у собственников ТЭЦ не остается другого выхода, кроме обращения к регулятору с заявлением о принятии инвестиционной программы и соответствующим ростом тарифов на тепловую энергию.

3. Промышленность не получит ожидаемые крупные заказы на производство современного энергетического оборудования, а будет заниматься выполнением заявок на изготовление отдельных элементов данного оборудования.

В технических мероприятиях по отобранным проектам нет ни одного проекта по комплексной замене котлоагрегатов. Комплексной замене подлежит всего 8 паровых турбин суммарной мощностью 2 660 МВт, что составляет доли процента от их общего количества в энергетике Российской Федерации.

Никакого существенного роста спроса на готовые изделия не заявлено. В лучшем случае можно говорить о росте заказов на поставку запасных частей к существующему оборудованию, изготовленному, если иметь в виду котлоагрегаты, более 40 лет назад.

В этих условиях ожидать появления стимулов для качественного развития отечественного энергетического машиностроения не приходится.

4. Отобранные мероприятия не имеют серьезного потенциала для повышения энергетической эффективности оборудования и снижения затрат.

Предлагаемые улучшения, в основном, направлены на частичное восстановление ресурса оборудования и, по сути, представляют собой программы капитального ремонта, а не глубокой модернизации тепловых станций.

Основной упор в модернизационных мероприятиях делается на частичную замену оборудования. В рамках модернизации предполагается заменить 58 элементов генерирующего оборудования, в том числе 12 цилиндров высокого давления турбин, 15 пароперегревателей, 13 топочных экранов, 11 перепускных трубопроводов, 6 барабанов котлоагрегатов и 1 ротор генератора.

Эти замены продлят ресурс оборудования, могут повлиять на сверхнормативные потери и расходы, но обеспечить достижение показателей современного энергетического оборудования они не смогут.

5. Реальная одноставочная цена модернизации ТЭЦ не может быть менее 2500 руб./МВт*ч. Для наиболее распространенного диапазона единичной мощности до 100 МВт обоснованная конкурсная цена модернизации находится в пределах 3 500 тыс. руб./МВт*ч.

Прошедший отбор проектов модернизации по одному критерию — одноставочной цене электроэнергии дал диапазон цен от 1 600 руб./МВт*ч до 2 227 руб./МВт*ч. Итоги конкурса показали, что, находясь в таком ценовом диапазоне можно провести только мероприятия по частичной замене отдельных элементов оборудования. При полной замене оборудования проекты по такой цене могут быть отобраны только при условии снижения стоимости капитальных затрат ниже рыночных цен производителей оборудования.

По сложившемся в результате отбора уровне цен, как уже отмечалось, вместо глубокой модернизации можно получить только улучшенный капитальный ремонт.

В случае реальной модернизации ценовые заявки будут выше на 40-50%.

В качестве примера можно привести опыт подготовки проектов модернизации ТЭЦ ПАО «ТГК-2».

В рамках подготовки заявок на участие в ДПМ-2 специалистами ПАО «ТГК-2» была проделана серьезная работа по выбору мероприятий и определению необходимых затрат на модернизацию станций. В «залповый отбор» 2022-2024 годов были поданы заявки на модернизацию по 9 проектам 4 ТЭЦ первой ценовой зоны оптового рынка: Вологодская ТЭЦ, Ярославская ТЭЦ-2, Ярославская ТЭЦ-3 и Костромская ТЭЦ-2.

Следует отметить, что эти станции являются самыми крупными источниками тепловой и электрической энергии в городах Вологда, Ярославль и Кострома с общей численностью населения 1,2 миллиона человек.

Указанные ТЭЦ построены в 1960-1970х годах, основное оборудование с этого периода ни разу не менялось в полном объеме, его работоспособность поддерживалась плановыми ремонтами.

Предполагалось полностью заменить 3 турбоагрегата общей мощностью 250 МВт, а также модернизировать 13 котлоагрегатов общей паропроизводительностью 3 985 тонн/час, из которых 12 планировалось заменить на новые, а один котел модернизировать.

ПАО «ТГК-2», согласно поданным конкурентным заявкам, планировало инвестировать в модернизацию ТЭЦ более 22 миллиардов рублей. Общий объем модернизируемой мощности должен был составить 584 МВт при средней одноставочной цене 3 500 рублей за МВт*час.

Минимальная средняя одноставочная цена, определенная в соответствии с правилами отбора, не могла быть меньше 2 512 рублей за МВт*час.

В результате ни один из проектов, поданных на конкурсный отбор, не прошел. Это, прежде всего, говорит об неадекватных ценовых предложениях, направленных на занижение стоимости проектов и неравных условиях для участников конкурса.

6. Общая эффективность программы с точки зрения показателей энергосбережения, автоматизации, экологической эффективности, применения новых технологий существенно ниже, чем от ДПМ-1.

В связи с изложенным предлагается пересмотреть результаты проведенного конкурса с учетом необходимости решения обозначенных выше проблем и обеспечения выполнения ранее заявленных целей и задач модернизации российских ТЭЦ.