Работа на перспективу

Как поясняют в Минэнерго России, появление программы масштабной модернизации объектов энергетики — требование времени. По оценкам ведомства, средний возврат оборудования, задействованного в генерации электрической и тепловой энергии, составляет 34 года, причем более 30% мощностей перешагнули 45-летний рубеж эксплуатации. «Если ничего не делать, через 10 лет в разряд «за 50 лет» перейдет еще четверть оборудования, или почти 50 тысяч МВт», — заявил министр энергетики страны Александр Новак год назад после одобрения президентом Владимиром Путиным программы модернизации энергетики.

Для воплощения проекта в жизнь потребуется 1,5 трлн рублей, рассчитывает Минэнерго. Суть стратегии заключается в развитии такого инструмента, как договоры о предоставлении мощности (ДПМ). Идея ДПМ появилась во время реформы РАО ЕЭС. Внедрение таких договоров было призвано привлечь средства в отрасль. Инвесторы брали на себя обязательство в определенные сроки построить новые энергоблоки, возврат инвестиций гарантировался в течение десяти лет с доходностью, привязанной к доходности ОФЗ (примерно 14%). За время существования программа ДПМ позволила обновить около 15% всей установленной мощности электрогенерации в стране.

Как только программа ДПМ подходит к концу, платеж за мощность для потребителей должен снизиться. Но, рассудили федеральные власти, общий платеж для промышленности нужно оставить на прежнем уровне, а полученные таким образом средства направить на модернизацию старых энергоблоков. По подсчетам Минэнерго, величина высвобождаемых средств с 2021 года будет составлять порядка 130–250 млрд рублей в год. Таким образом, к 2035 году объем высвобождаемых средств составит 3,5 трлн рублей. На эти деньги можно реконструировать почти 40 ГВт установленной мощности.

Обновленные договоры о предоставлении мощности получили название «ДПМ штрих». И, как говорит директор Красноярского филиала Сибирской генерирующей компании Александр Шлегель, энергетики возлагают большие надежды на этот механизм.

С акцентом на теплоэнергетику

Как отметил на прошедшем в апреле этого года в Санкт-Петербурге Российском международном энергетическом форуме заместитель Минэнерго страны Андрей Черезов, в первую очередь необходимо финансировать модернизацию тепловой генерации.

«Такое решение принято в том числе и потому, что тепловая генерация, доля которой на сегодня составляет около 60 процентов, является «резервирующей», — сказал чиновник. — Именно ТЭС и ГРЭС по заданию диспетчеров энергосистем выполняют команды «по развороту» мощностей в случае дефицита мощности либо системных аварий, что является минимизаций рисков и повышением надежности энергосистемы».

При этом продолжение практики заключения ДПМ — не единственный инструмент привлечения инвестиций в теплоэнергетику. Чтобы в отрасль активно вкладывались средства, предлагается внедрить новую модель рынка тепла. Предлагаемый новый подход к тарифо­образованию, получивший название «метод альтернативной котельной», предполагает, что стоимость гигакалории не будет привязана к затратам на ее производство конкретным действующим теплоисточником, а будет рассчитываться исходя из того, во сколько бы потребителям обошлась тепловая энергия в случае строительства ими собственной котельной. Эти расчеты проводят федеральные власти, они же устанавливают верхний предел цены на услуги теплоснабжения.

«Переход на новую модель рынка добровольный», — заявил на прошедшем в ноябре этого года в Красноярске Сибирском энергетическом форуме заместитель директора департамента развития электроэнергетики Минэнерго Алексей Храпков.

В Сибири на данный момент на новую модель тарифообразования переходят два населенных пункта. С 1 января 2019 года на метод альтернативной котельной переходит алтайский город Рубцовск. Также известно, что документы на переход на новую модель регулирования рынка в ФАС России согласовали власти поселка Линево Новосибирской области.

Директор по тарифообразованию Сибирской генерирующей компании Екатерина Косогова убеждена, что переход на метод альтернативной котельной за счет внедрения долгосрочного тарифного регулирования позволит привлечь в отрасль деньги. Ведь при новом подходе инвестор получает гарантии возврата вложенных средств. «Действующая методика тарифообразования при определении стоимости одной гигакалории во главу угла ставит затраты ресурсников, — констатирует она. — Такой подход не решает инвестиционных задач».

Под знаком развития

Несмотря на то, что в поиске источников инвестиций в объекты генерации еще не поставлена точка и планы по использованию новых механизмов и подходов в большинстве своем еще только находятся на стадии намерений, для энергетики Сибири нынешний год выдался весьма продуктивным.

Как рассказали в ПАО «РусГидро», в этом году значительные программы модернизации выполнены на Новосибирской ГЭС и на объектах Саяно-Шушенского гидроэнергокомплекса.

«На Новосибирской ГЭС в этом году после модернизации с заменой турбины введен в эксплуатацию очередной, уже шестой по счету, гидроагрегат (станционный № 7), — уточнили в пресс-службе компании. — Новая турбина имеет повышенный коэффициент полезного действия (94 вместо 89 процентов), отвечает всем современным требованиям по надежности и экологической безопасности. Кроме того, начата замена турбины на последнем, еще не модернизированном, гидроагрегате со станционным № 2. В ходе перемаркировки гидроагрегата № 3, турбина на котором была заменена в 2017 году, мощность станции была увеличена на 5 МВт и достигла 480 МВт. Также была продолжена модернизация распределительного устройства ОРУ-110 кВ с заменой выключателя на современный элегазовый».

На Майнской ГЭС в этом году стартовал масштабный проект по замене основного оборудования станции: турбин, генераторов, силовых трансформаторов. Прошли конкурсы по отбору поставщиков оборудования. Новые гидротурбины будут изготовлены на заводах расположенного в Санкт-Петербурге концерна «Силовые машины». Гидрогенераторы для ГЭС поставит новосибирское предприятие ЭЛСИБ.

«В этом году мы заменили генератор на Красноярской ТЭЦ-3, — рассказывает директор Красноярского филиала СГК Александр Шлегель. — Эту работу мы долго планировали. Старый генератор работал с перебоями, что приводило к остановкам блока. Новое оборудование эту проблему решило. Таким образом, повышена надежность электро- и теплоснабжения потребителей. Также в этом году мы приступили к большой модернизации Красноярской ТЭЦ-1. В апреле была снесена 105-метровая труба, на ее месте началось возведение 275-метровой новой трубы. Она позволит увеличить эффективность рассеивания вредных веществ. Как только эта труба будет построена, мы снесем еще две низкие трубы — 105-метровую и 120-метровую. В итоге останется две трубы — новая и 180-метровая. Кроме того, началось проектирование электрофильтров, которые улавливают вредные выбросы. КПД работающих сейчас на ТЭЦ-1 батарейных циклонных уловителей составляет 95 процентов, после модернизации этот показатель будет составлять 99 процентов».

По словам генерального директора «ЕвроСибЭнерго» (входит в En+ Group) Михаила Хардикова, в этом году компания продолжила реализацию масштабного проекта модернизации ГЭС «Новая энергия».

«Заменены два рабочих колеса на Красноярской ГЭС, продолжается замена оборудования на Братской и Усть-Илимской ГЭС, — говорит он. — Эффект от реализации проекта будет очевиден достаточно скоро: по нашим расчетам, при том же объеме воды, пропускаемой через турбины, с 2022 года наши ГЭС смогут увеличить выработку экологически чистой электроэнергии на 1,9 миллиарда кВт/ч в год и, как следствие, — снизить выбросы парниковых газов угольных ТЭЦ по группе на 2,3 миллиона тонн в год, что благоприятно отразится на экологической обстановке в сибирских регионах».

В числе перспективных проектов — объявленный «Иркутскэнерго» конкурс на привлечение энергоемких производств на участок со свободной мощностью 14,8 МВт. В компании уверены: сотрудничество с «Иркутскэнерго» в области энергоемкого бизнеса — такого, например, как майнинг криптовалют, — обеспечит потенциальных партнеров высокими показателями операционной эффективности. В Иркутской области самый низкий в стране тариф на электроэнергию для промышленных потребителей в России — почти в 11 раз ниже, чем, например, в Сингапуре, являющемся лидером по предоставлению услуг центров обработки данных в Азии. Этот фактор в сочетании с холодным климатом Сибири может обеспечить низкие эксплуатационные затраты вычислительных мощностей.

Так что для энергетики Сибири уходящий год прошел под знаком развития. Немного неопределенности для одного из игроков рынка добавили санкции.

«С апреля En+ Group находится под санкционным давлением США, — акцентирует внимание Михаил Хардиков. — Наша группа стала первой в истории бизнес-структурой, которая столкнулась с такими жесткими ограничениями. Поэтому долгосрочное прогнозирование пока под вопросом и будет зависеть от того, как разрешится эта ситуация. При этом, если говорить об операционной деятельности, то вектор развития будет сохранен. Он состоит из нескольких направлений: обеспечение и повышение надежности всех активов группы, охрана труда, повышение безопасности труда».

Планы на 2019-й

Все опрошенные эксперты заявили, что модернизация объектов генерации продолжится. Так, на Новосибирской ГЭС в следующем году планируется завершение замены турбины на гидроагрегате № 2, что будет означать окончание проекта по замене всех гидротурбин станции. После перемаркировки оборудования мощность станции достигнет 490 МВт. На Майнской ГЭС продолжится реализация проекта по замене гидроагрегатов, их ввод в эксплуатацию намечен на 2021–2022 годы. В следующем году начнется модернизация Иркутской ГЭС.

Идет обновление и объектов угольной генерации. Так, на старейшей теплоэлектроцентрали — Красноярской ТЭЦ-1 — продолжится строительство новой высотной трубы, а также работа по возведению нового электрофильтра.

По словам экспертов, во всех инвестиционных проектах, реализуемых в энергетике, по-прежнему будет силен экологический аспект. Повышение безопасности объектов генерации, снижение их воздействия на окружающую среду — один из приоритетов деятельности всех опрошенных компаний.