Актуальное

Чем живут генерирующие компании в условиях переизбытка энергомощностей

Пик вводов новых генерирующих мощностей миновал, производители тепло- и электроэнергии завершают масштабные инвестиционные проекты. В ожидании решений регулятора, определяющих дальнейший вектор развития отрасли, компании направляют усилия на повышение собственной эффективности и сокращение расходов. 

ТГК-1
В ходе реформирования электроэнергетики в 2002-2008 годах было образовано 14 территориальных генерирующих компаний (ТГК)
(Чтобы увеличить, кликните на фото)

В ходе реформирования электроэнергетической отрасли России в период с 2002 по 2008 год, завершившейся ликвидацией РАО «ЕЭС России», было образовано 6 оптовых (ОГК), 14 территориальных (ТГК), 8 региональных генерирующих компаний, Федеральная сетевая компании (ФСК) и единый системный оператор (СО ЕЭС). Как тогда пояснял идеолог реформы Анатолий Чубайс, главными итогами этого этапа стали запуск рынка электроэнергии и мощности, а также развертывание инвестиционной программы электроэнергетики страны общим объемом 4,3 трлн рублей, в том числе прямых частных инвестиций в размере около 1 трлн рублей.

С инвестиционным задором

В этом Анатолий Чубайс оказался прав. В энергетике страны действительно начался инвестиционный бум – масштабная модернизация всей энергетической инфраструктуры. При этом параллельно активно развивалась и атомная энергетика, где велась работа над продлением сроков службы энергоблоков на действующих АЭС и строились новые. Страна готовилась к существенному росту энергопотребления и эффективному производству энергоресурсов.

Диспетчер ТГК-1
ТГК-1 является ведущим производителем электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России
(Чтобы увеличить, кликните на фото)

Чтобы стимулировать инвесторов вкладывать средства в новые мощности, были внедрены инструменты воздействия на инвесторов, приобретавших акции в сформированных оптовых генерирующих компаниях (ОГК) и территориальных генерирующих компаниях (ТГК), – договоры о предоставлении мощности (ДПМ). Этот механизм, с одной стороны, обязывал инвесторов возводить новые станции (объемы и сроки строительства – фиксированные), с другой – гарантировал им возврат инвестиций.

После кризиса 2008 года, из-за угрозы срыва инвестиционных программ в рамках взятых на себя обязательств, ДПМ скорректировали. В частности, в 2010 году были повышены выплаты за мощность, которые в течение 15 лет должны компенсировать инвесторам большую часть их вложений. При этом в случае невыполнения договора или задержки ввода нового блока более чем на год продажа мощности производится по низкому регулируемому тарифу и налагается штраф на инвестора в размере 25% от стоимости строительства.

То есть государство сделало инвесторам такое предложение, от которого было сложно отказаться, а если точнее – невыгодно. Как следствие, ОГК и ТГК продолжили программы по обновлению и вводу мощностей.

1650 МВт новой мощности введено за десять лет в рамках инвест­программы ТГК-1

В СЗФО на таких условиях работали две компании – ТГК-1 и ОГК-6, которая в результате реорганизации позднее была присоединена к ОГК-2 (в ноябре 2011 года). Инвестиционная программа последней предусматривает строительство 3716 МВт новой мощности (4820 МВт с учетом реконструируемой), подтвержденных договорами о предоставлении мощности (ДПМ) со сроками ввода до 2018 года. При этом 1466 МВт уже введено, остальные объекты строятся.

Непосредственно на Северо-Западе из 11 филиалов ОГК-2 имеет три актива: Псковскую ГРЭС (Псковская область),Череповецкую ГРЭС (Вологодская область) и Киришскую ГРЭС (Ленинградская область). За десять лет деятельности компании средства вкладывались и в эти объекты.

В частности, на Киришской ГРЭС в рамках ДПМ в 2012 году был реализован уникальный проект модернизации конденсационной части на базе парогазовой технологии (ПГУ-800). Впервые в истории отечественной электроэнергетики была проведена модернизация существующего энергоблока со столь значительным увеличением мощности и коэффициента полезного действия (КПД увеличился с 38 до 55%). Ввод ПГУ-800 Киришской ГРЭС стал самым крупным за последние 30 лет вводом оборудования тепловой генерации, работающего единым блоком.

Буквально в сентябре 2015 года в филиале ОГК-2 – Череповецкая ГРЭС закончена реконструкция открытого распределительного устройства 220 кВ (ОРУ-220), что позволило обеспечить выдачу всей установленной мощности электростанции в объеме 1050 МВт в сеть.Таким образом, Череповецкая ГРЭС полностью выполнила технические условия на технологическое присоединение к сети энергоблока № 4 (ПГУ-420), введенного в эксплуатацию в декабре 2014 года в рамках программы ДПМ.

Схема обязательств ТГК-1
Источник: ТГК-1
(Чтобы увеличить, кликните на фото)

Но все же ведущим производителем электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России, а также второй в стране территориальной генерирующей компанией по величине установленной электрической мощности является ТГК-1. Компания объединяет 54 электростанции в четырех субъектах РФ: Санкт-Петербурге, Республике Карелия, Ленинградской и Мурманской областях. 19 из них расположены за полярным кругом.

Как сообщили в ТГК-1, с 2005 по 2014 год фактическое финансирование инвестиционной программы компании составило более 112,171 млрд рублей (без НДС). Финансирование по проектам ДПМ – 50,405 млрд рублей (без НДС).

«За десять лет в рамках инвестпрограммы ТГК-1 введено 1650 МВт новой мощности. В 2017 году завершится комплекс работ по модернизации Центральной ТЭЦ – будут введены в эксплуатацию два энергоблока с газовыми турбинами электрической мощностью по 50 МВт каждый и общей тепловой мощностью 120 Гкал/ч. Таким образом, компания полностью выполнит свои обязательства по ДПМ», – отметил представитель компании. По его словам, общий объем обязательств по ДПМ, взятых на себя ТГК-1, составляет 1750 МВт – показатель, сравнимый с вводом мощностей в эпоху расцвета строительства советской энергетики.

Пик вводов новых мощностей позади. ТГК-1 в 2017 году планирует выполнить свои обязательства по ДПМ, а ОГК-2 – в 2018 году

В основу реализации инвестиционной программы ТГК-1 легло принципиальное решение о строительстве новых мощностей преимущественно с применением парогазовой технологии (ПГУ). Несмотря на то что стоимость обслуживания и ремонтов установок на базе паросиловых установок (ПСУ) ниже, чем при применении парогазовой технологии, производство электроэнергии и тепла на оборудовании такого типа признано на сегодняшний день наиболее эффективным экономически и безопасным с точки зрения влияния на экологию.

Прогнозы не оправдались

Пик вводов новых мощностей позади: ТГК-1 в 2017 году планирует выполнить свои обязательства по ДПМ, а ОГК-2 – в 2018 году. Но пока энергетики вкладывали средства в обновление и увеличение генерирующих мощностей в расчете на рост энергопотребления, как это было заложено в прогнозах регулятора, ситуация изменилась.

ТГК-1
Период масштабных инвестиций сменяет период эффективной эксплуатации имеющегося оборудования
(Чтобы увеличить, кликните на фото)

При запуске реформы энергетики инвестиционные программы формировались из расчета роста энергопотребления в период до 2020 года в среднем на 5,2% ежегодно (по оптимистическому сценарию) и на 4,1% каждый год при базовом варианте. Однако даже базовый вариант оказался слишком оптимистичным. Темпы потребления электроэнергии оказались значительно ниже. Так, по данным ОАО «СО ЕЭС», потребление электроэнергии в Единой энергосистеме России в 2014 году составило 1013,7 млрд кВт·ч, что на 0,4% больше объема потребления в 2013 году. Потребление электроэнергии в целом по России в 2014 году составило 1035,2 млрд кВт·ч, что также на 0,4% больше, чем в 2013 году, говорится в сообщении оператора.

Выработка электроэнергии в России в 2014 году составила 1046,3 млрд кВт·ч, что на 0,1% больше, чем в 2013 году. Электростанции ЕЭС России выработали 1024,9 млрд кВт·ч (на 0,1% больше, чем в 2013 году).

Кроме того, на отдельных территориях наблюдается падение потребительского спроса. В соответствии с отчетом «Ленинградского РДУ» за прошлый год, выработка электроэнергии в Петербурге и Ленообласти составила 56,3 млрд кВт·ч, а потребление оказалось на 23% меньше (43,8 млрд кВт·ч).

В Санкт-Петербурге и Ленинградской области резерв по увеличению мощности существующих генерирующих объектов составляет порядка 2 тыс. Гкал/час, сообщил весной текущего года на XI конференции «ЖКХ России» заместитель гендиректора по развитию ТГК-1 Эдуард ЛИСИЦКИЙ. «До 2020 года мы не будем не то что рассматривать проекты новых ТЭЦ, но даже проекты увеличения мощности существующих. Не планируем строить новые объекты тепловой генерации, при этом подключать новых потребителей собираемся за счет существующего задела на уже построенных в последние годы мощностях и повышения эффективности имеющихся объектов», – сказал он.

Из-за переизбытка электроэнергии на отдельных территориях регуляторы различными способами пытаются ограничить объемы производства электроэнергии. «В 2015 году семь ТЭЦ компании ТГК-1 не прошли конкурсный отбор, а это примерно 2–3 ГВт мощности, которые не продать. Если следовать сигналам оптового рынка, получается, что нужно выводить из эксплуатации ТЭЦ, создавать зоны теплоснабжения и начинать строить котельные, – сообщил в рамках Российского международного энергетического форума (РМЭФ-2015) начальник управления развития теплового бизнеса ООО «Газпром энергохолдинг» Аркадий ХАРАИМ. – Расчеты показывают, что вложение средств в комбинированное производство энергоресурсов оборачивается колоссальным убытком и возврат инвестиций в этом случае не гарантирован».

СПРАВКА

ОАО «ТГК-1» является ведущим производителем электрической и тепловой энергии в Северо-Западном регионе России. По сравнению с другими генерирующими компаниями России ТГК-1 обладает уникальной структурой производственных активов. 40% ее установленной мощности приходится на гидрогенерацию. Это 40 ГЭС общей мощностью около 3000 МВт.

4000 МВт – совокупная мощность 14 ТЭЦ. Это стратегические источники тепловой энергии для жителей и предприятий Санкт-Петербурга, Петрозаводска, Мурманска, городов Кировск Ленинградской области и Апатиты Мурманской области.

Очевидно, что в такой ситуации генераторам по мере завершения инвестпрограмм по ДМП из-за отсутствия других механизмов возврата инвестиции невыгодно вкладывать средства в дальнейшую модернизацию, что на деле вынуждает продолжать эксплуатировать устаревшие мощности в статусе вынужденной генерации. Столь нерациональный подход приводит к снижению эффективной деятельности компаний и оборачивается дополнительной нагрузкой для потребителя.

От инвестиций к эффективности

Уже несколько лет энергетический рынок ждет от регулятора решений, направленных на устранение возникших противоречий в генерации, которых пока, увы, нет. В условиях неопределенности компании, в том числе и ТГК-1, направляют усилия на оптимизацию своей деятельности и внедрение эффективных решений эксплуатации своих мощностей.

Таким образом, после первого десятилетия работы происходит смена тренда в деятельности генерирующих компаний – период масштабных инвестиций сменяет период эффективной эксплуатации имеющегося оборудования.

Одним из направлений деятельности для генерации стали процессы оптимизации загрузки производственных мощностей в пользу новых и более эффективных. Так по итогам 2014 года объем выработки новых блоков ТГК-1 увеличился на 6,2% до 6 684 млн кВт·ч (что соответствует 25,3% от общей выработки ТГК-1, или 44,6% от выработки ТЭЦ), а удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в среднем по компании снизился на 4,8% до 262,27 г/кВт·ч.

СПРАВКА

ПАО «ОГК-2» – крупнейшая российская компания тепловой генерации установленной мощностью 18 ГВт и годовой выручкой около 116 млрд рублей.

Основными видами деятельности ПАО «ОГК-2» являются производство и продажа электрической и тепловой энергии. Основным рынком сбыта – оптовый рынок электрической энергии (мощности).

В 2014 году компания выработала 68,7 млрд кВт·ч электроэнергии (около 7% общероссийского объема и свыше 11% выработки всей тепловой генерации).

В целом ТГК-1 реализовывается программа повышения эффективности операционной деятельности. На данный момент особенно актуальны проекты, направленные на вывод неэффективных мощностей, их оптимизацию, строительство замещающих и компенсирующих объектов. При решении подобных задач следует учитывать, что генерирующие объекты вписаны в инфраструктуру. Также важные направления работы – автоматизация технологических процессов, модернизация АСУ ТП на отечественной программной основе, повышение эффективности (снижения расхода электроэнергии на собственные нужды электростанций, повышение эффективности водопользования и эксплуатации генерирующих мощностей)

Как рассказал руководитель дирекции производственных систем ТГК-1 Сергей ИВАНОВ, также компания проводит технические мероприятия, направленные на снижение расхода топлива. «Сложно в электроэнергетике придумать что-то новое. Есть стандартные решения, выполняя которые можно добиться хороших результатов», – отметил он.

По его словам, к таким мерам можно отнести правильный ремонт оборудования, что ведет к увеличению эффективности эксплуатации конкретного агрегата. Или, например, реализация мероприятий по снижению технического и технологического минимумов. В частности, на одной из станций был проведен комплекс технических мероприятий, в результате чего появилась возможность снизить мощность электростанций в ночное время, когда стоимость электроэнергии на рынке низка, с 110 до 70МВт и при этом не снижать показатели по выработке тепла (такой режим работы называется Pmin). Это обеспечивает существенную экономию топлива. Так экономия 40 МВт на протяжении восьми часов – это 320 МВт·ч энергии, которая за это время не вырабатывается и, следовательно, не требует расхода топлива.

«Повышать тарифы мы не можем, значит, надо по максимуму сокращать расходы, что мы и делаем, – отметил Сергей Иванов. – За счет реализации различных программ, направленных на повышение энергетической эффективности и энергосбережения. Максимальный экономический эффект в размере 774 млн рублей от реализации этих мероприятий был достигнут в 2014 году. В 2015 этот показатель составит 523 млн рублей. Есть предел, когда уже сложно найти на чем экономить, главное, поддерживать работу оборудования в идеальном и оптимальном для компании состоянии».

Надо понимать, что в любом случае, даже если генераторы в сложившихся в экономике страны и отрасли обстоятельствах будут по максимуму снижать издержки, регулирующим структурам придется принимать решения, определяющие дальнейший вектор развития генерации.

Татьяна Вильде

В печатной версии название материала – “Инвестиционное послевкусие” (журнал “Строительство и городское хозяйство”, № 160, сентябрь, 2015 г.)

Related posts

X