2022-től Oroszország megkezdheti a hőtermelés nagyszabású modernizálását a DPM-2 program végrehajtásával. Az Orosz Föderáció Energiaügyi Minisztériuma már kialakította az előzetes kritériumokat a piac, azaz a fogyasztók rovására rekonstruált projektek kiválasztásához. A szakértők szerint a CHPP kolosszális kora és elhasználódása miatt a Tyumen, a Cseljabinszk és a Szverdlovszk régiókban lehet tárgyi eszközöket irányítani. A piaci szereplők a finn Fortum konszern által irányított „Fortum” PJSC-t és a „T Plus” PJSC-t nevezik meg fő finanszírozási kérelmezőként. Vekselberg Viktor... E társaságok külön állomásait a XX. század 30-40-es éveiben vezették be. A terv szerint a DPM-2 önmagában nem járhat negatív tarifakövetkezményekkel a piacra nézve, bár szakértők szerint a program megvalósítása más tényezőkre is ráépül, amelyek ismét emelik a kapacitások árát. Elemzők szerint a DPM-2 elhagyásával sikerült „legalább egy kis levegőt adni a fogyasztóknak”, és semlegesíteni lehetett a 2017-es tarifák kiugrását.
Az Orosz Föderáció kormánya meghatározta a CHPP-k rekonstrukciós projektjei kiválasztásának mechanizmusának alapelveit a DPM-2 program keretében 2030-ig. Az Orosz Föderáció Energiaügyi Minisztériumának álláspontja szerint a nagykereskedelmi villamosenergia- (kapacitás) piac (WECM) árhelyzetének elemzése azt mutatta, hogy az erőművek rekonstrukciós projektjeinek további finanszírozása csak 2021 után lehetséges. E tekintetben a CSA-2 szerinti első üzembe helyezés már 2022-ben megkezdődhet.
Sverdlovsk CHPP PJSC "T Plus"
Emlékeztetőül: Oroszország befejezi a kapacitásellátási megállapodások (CSA) szerinti termelőkapacitások üzembe helyezésének programját. Az Orosz Föderáció Energiaügyi Minisztériuma szerint eddig 127 erőművet helyeztek üzembe, ami a CSA keretében várhatóan üzembe helyezendő létesítmények teljes számának 93,4%-a. A mechanizmus garantálja a források megtérülését az új erőműveket építő befektetők számára a nagykereskedelmi piacon a kapacitásokért fizetett megnövekedett kifizetések miatt. Egyébként az ilyen blokkok nem vettek részt a CCM-ben, és alapértelmezés szerint kiválasztották őket. Most a PDA-program befejezését figyelembe véve jelentős források szabadulnak fel a nagykereskedelmi piacon, amit a kormány újra kíván osztani.
Az Orosz Föderáció Energiaügyi Minisztériuma a DPM-2 program fő elemeiként a szigorúan idézett projektek versenyképes kiválasztását nevezi meg. Ebben a szakaszban azt javasolják, hogy a kapacitás éves üzembe helyezését legfeljebb 4 GW-ra korlátozzák, hogy elkerüljék a kapacitás árának éles ugrását. A kiválasztásban ugyanakkor csak az a generáció vehet részt, amelyik legalább 125%-kal kimerítette a park erőforrását, vagyis az állomást 25%-kal tovább kell használni az élettartamánál. Ezenkívül az objektum iránti kereslet mutatójának az elmúlt 2 évben legalább 60%-nak kell lennie.
A rekonstrukciós projektek kiválasztása verseny alapján történik, melynek fő eleme a projektek fogyasztói költségének halmozott csökkentése. Ezenkívül a kiválasztás során figyelembe kell venni a projekt költségét a hőértékesítésből származó előrejelzett bevételhez viszonyítva. Emellett hamarosan kidolgozásra kerülnek a szabványos tervezési megoldások és független vizsgálaton alapuló költségük is. Ugyanakkor a piaci szereplők eltávolodhatnak a szabványos megoldásoktól, és saját költségükön használhatják a drágább megoldásokat.
Az állam az első CDA-programhoz hasonlóan ellenőrizni kívánja a termelő cégek üzembe helyezési kötelezettségeit, amelyek megsértése esetén a termelők nem kaphatnak többletfizetést a kapacitásért. A programba való belépés esetén a létesítmények tulajdonosa az üzembe helyezéstől számított 15 évig köteles a berendezést üzemeltetni. A befektetés megtérülése ugyanezen 15 év alatt történik, a kormány által meghatározott alaphozam alapján.
Az Energiafejlesztési Alap tanulmánya szerint a hőtermelés elhasználódásával kapcsolatos legkritikusabb helyzet az uráli szövetségi körzet régióiban van, ahol 2020-ra a CHPP kapacitásának 48%-a (kb. 7 GW) eléri majd. a park erőforrása. A szakértők hasonló problémákat látnak a déli és a volgai szövetségi körzetben, ahol a következő 5 évben az üzemelő CHPP-k 43%-ánál (2 illetve 8,2 GW) lesz szükség beruházási döntésekre. Ugyanakkor az Orosz Föderáció 18 tagországában 2020-ra a CHP-kapacitás aránya, amelyről a következő 5 évben beruházási döntéseket kell hozni, meghaladja a meglévő 50%-át, és helyenként eléri a 75-87%-ot.
Tyumenskaya CHPP-1
Az uráli szövetségi körzet városai közül Cseljabinszkban, Tyumenben és Jekatyerinburgban nagy CHPP-k működnek, amelyekbe a CDA-2 keretében pénzeszközöket lehet befektetni. A DPM-2 programba való felvétel fő kérelmezői között a szakértők a PJSC Fortum, a PJSC T Plus, valamint a RUSAL legrégebbi hőerőműveit nevezik meg: Bogoslovskaya CHPP (1944), Sverdlovsk CHPP (1932), Pervouralskaya CHPP (1956). ), Cseljabinszki CHPP-1 (1942), Cseljabinszki CHPP-2 (1962) és Tyumenskaya CHPP-1 (1960),
Amint azt a T Plus PJSC gazdasági és fűtőegységek igazgatója elmondta a Pravda Ural Szövetségi Körzetnek Alekszandr Vilesov 2035-ig a cseréhez mintegy 30-40 GW elavult fűtőteljesítményre lesz szükség Oroszország egész területén.
„Nagyon fontos és pozitív, hogy megértették, hogy az új korszerűsítéseket a fűtési létesítményekre kell összpontosítani. Ez alapvető különbség a DPM-1 programhoz képest, amely kizárólag az elektromos piacra koncentrál. Arra számítunk, hogy az új mechanizmusban a legkomolyabb szerepet vállaljuk - körülbelül 3 GW kapacitással rendelkezünk, amelyről a közeljövőben döntést kell hozni, hogy leállítjuk vagy modernizáljuk. A „T Plus” PJSC új korszerűsítési programjának konkrét összetétele, valamint költségparaméterei az új mechanizmus szerinti rendelet végleges elfogadását követően kerülnek kidolgozásra. Ettől függ a fogyasztói árakra gyakorolt hatás – de mivel a program hosszú távra fókuszál, robbanásszerű növekedésre aligha lehet számítani” – mondta a T Plus felsővezetője.
Ennek ellenére, amint azt a Pravda Ural Szövetségi Körzetnek, az Energiafejlesztési Alap igazgatójának elmondta Szergej Pikin Jelenleg nagyon nehéz 100%-os biztonsággal megmondani, hogy a nagykereskedelmi villamosenergia- és árampiac rovására mely objektumok szerezhetnek már részesedést a tortából.
„Az UES rendszerüzemeltetőjének naprakész elemzést kell készítenie az iparág helyzetéről. A pénzeszközök újraelosztása attól függ, hogy milyen következtetésekre jut. Ezenkívül a program nagyrészt a hatékonyság javítására összpontosít: egyes szovjet állomások továbbra is működhetnek, de hatékonyságuk túl alacsony a modern berendezésekhez képest ”- mondta Szergej Pikin.
Az sem világos, hogy a fogyasztókra mekkora terhelés hárul. Az Orosz Föderáció elnökének követelményei alapján a DPM-2 végrehajtása nem vezethet negatív tarifális következményekhez. Azonban még ha a DPM-2 nem is vezet a kapacitás árának növekedéséhez, számos olyan tényező van az iparágban, amelyek így vagy úgy, éppen ilyen következményekkel járnak. Ezek között a szakértők a Távol-Kelet támogatását, a nukleáris termelés és az úgynevezett "zöld energia" létesítményeinek kolosszális üzembe helyezését említik.
ChTET-1
Ezenkívül a piaci szereplők azt mondják, hogy az Orosz Föderáció Energiaügyi Minisztériuma által kidolgozott kritériumokról még vita folyik. „A viták a kiválasztási elvek és kritériumok szerint zajlanak: csak a főbb paraméterek kerültek meghatározásra, amelyek pontosítást igényelnek. A lényeg, hogy a programba kerülés feltételei nem voltak diszkriminatívak, hogy minél több objektum kerülhessen bele, ugyanakkor fiatal állomásokat nem engedtek oda” – pontosította az egyik termelő cég vezetője. párbeszéd a Pravda Ural szövetségi körzetével.
MOSZKVA, február 13. (BigpowerNews) – A hőtermelés még mindig az orosz energiaipar gerince. Az UES beépített kapacitásának több mint 60%-a TPP és GRES, ezek részesedése az ország energiamérlegében középtávon nem fog jelentős változáson menni. A hőerőműveket általában nem nagy ipari fogyasztók áramellátására tervezték, főként települések közelében helyezkednek el, és energiaellátásukra szolgálnak, gyakran városalakító vállalkozások - a lakosság fő munkahelye. egy település. Így ezeknek az erőműveknek a működésétől függ a lakóépületek, kórházak, iskolák, óvodák, egyéb közintézmények megbízható áramellátása, valamint a lakosság számára elérhető munkahelyek, a térség szociális helyzete.
Az orosz termelőkapacitás-park ugyanakkor a világ egyik legrégebbi parkja, a berendezések pedig tovább öregszenek. Az oroszországi hőtermelő kapacitások több mint 30%-a már 45 év feletti, erkölcsileg és fizikailag elavult, alacsony hatásfokkal és egyre romló megbízhatósággal jellemezhető. A hőerőművek DPM programja gyakorlatilag már lezajlott, mintegy 30 GW üzembe helyezése megtörtént, de a hőteljesítmény mennyisége évente növekszik. 2021-re 27 GW-ot jelentettek be a leszerelésre. A kivonások éves mennyisége már jelentősen meghaladja a bevitt mennyiségeket.
Különböző becslések szerint a 2021-2022 közötti CSA-program befejezése után felszabaduló forrásoknak elegendőnek kell lenniük 40 GW hőtermelés korszerűsítésére anélkül, hogy az inflációt meghaladó mértékben növelnék a fogyasztók tarifáit. Ugyanakkor az energiaszektorban számos különféle költséges beruházási projektet aktívan lobbiznak. Hová kerüljön a fogyasztói pénz? Például a korszerűsített hőerőműben megtermelt minden kWh, még akkor is, ha figyelembe vesszük, hogy a befektetett forrásokat vissza kell juttatni a befektetőknek, sokkal kevesebbe kerül a fogyasztóknak, mint a napenergia-termelés. A hőerőművek továbbra is az egyik legolcsóbb villamosenergia-forrást jelentik a fogyasztók számára összesített költségeiket tekintve. A hőtermelést támogató célzott program hiánya középtávon új kapacitások kiépítését vonja maga után, teljesen más pénzért.
A hőtermelés jelenleg a leghatékonyabb, és leginkább támogatásra szorul.
A hőtermelésben a CSA-1 program lehetővé tette a nagykereskedelmi villamosenergia-piaci ár növekedési ütemének az infláció és a gázár alatt tartását. A DPM - 2 program hőtermelésben történő megvalósítása lesz a leghasznosabb és leghatékonyabb a fogyasztók számára.
Az energiapiaci szabályozók nem értettek egyet abban, hogy meghosszabbítsák-e a folyamatban lévő kapacitás-ellátási megállapodások (CSA) programját, amely a megnövekedett fogyasztói fizetések révén megtérülne az új termelésbe való befektetésnek. A Gazdasági Minisztérium ellenzi a CDA folytatását, de úgy véli, hogy az iparnak fenn kell tartania az energiacégekhez jelenleg folyó megnövekedett kifizetési szintet. Az FAS és az Energiaügyi Minisztérium nem zárja ki a CDA meghosszabbításának lehetőségét, a fogyasztók pedig ragaszkodnak azok befejezéséhez és az alternatívák elutasításához.
A Gazdasági Minisztérium javasolja, hogy hagyjanak fel az erőművek korszerűsítését célzó befektetések vonzási mechanizmusának új CDA-k megkötésével történő kiterjesztésével, a Gazdasági Minisztérium Vámszabályozási, Infrastruktúrareform- és Energiahatékonysági Főosztályának igazgatóhelyettese Jevgenyij – mondta tegnap Olhovich. Ugyanakkor a minisztérium azt javasolja, hogy a jelenlegi CDA lejárta után is tartsák fenn a kapacitások megnövelt kifizetéseit. „Úgy gondoljuk, hogy meg kell őrizni azt a pénzkészletet, amely DPM formájában kerül a szektorba, de új mechanizmusokat kell kidolgozni, amelyek alapján elosztásra kerül” – magyarázta Olhovich úr. A Gazdasági Minisztérium által mérlegelt opciók között szerepel a versenyképes erőátvitel (CCT) árának emelése, a villamosenergia-piaci áringadozás növelése (a másnapi piacon - DAM), beleértve, esetleg a gáztarifák magasabb indexálására. Ebben az esetben a piaci árazás nagy szerepet játszik majd az energiacégek profitjában – mondta az illetékes.
2010-ben indult el a CDA-mechanizmus, amely a termelőket új hőerőművek építésére és a régiek korszerűsítésére kötelezi a kormány által jóváhagyott terv szerint. A CDA értelmében a termelő vállalatok 10 éven keresztül megnövelt díjat kapnak kapacitásukért. A CSA alá tartozó projektek többsége már megépült, vagy még az év vége előtt be kell vezetni, a megemelt kifizetés az erőmű üzembe helyezése után kezdődik. A kifizetések 2021-2022-ben tetőznek majd, 2026-ra azonban semmivé válnak. Natalia Porokhova, az ACRA munkatársa szerint 2020-2026-ban a CSA teljes kifizetésének csökkenése több mint 200 milliárd rubel lesz. évente, ami 10%-os árcsökkentésnek felel meg a végfelhasználó számára. Ennek a pénzáramlásnak a fenntartása kulcsfontosságú pont lett a szabályozók és a fogyasztók közötti vitában.
Nem először vitatkoznak azon, hogy megéri-e új CDA-t kötni (a hőerőművek korszerűsítésébe új, hatalmas beruházásokat jelentő "DPM-stroke" mechanizmus). Októberben a Fehér Ház utasította az Energiaügyi Minisztériumot, a Gazdasági Minisztériumot és a Szövetségi Monopóliumellenes Szolgálatot, hogy december 1-ig dolgozzanak ki intézkedéseket a korszerűsítéshez a CDA analógjával. Az energiaügyi minisztérium még nem adta el a CDA meghosszabbításának gondolatát, és fontolgatja a korszerűsítéshez szükséges források előteremtésének további két mechanizmusát: a CCM-et és a Befektetési Garancia Mechanizmust (MGI) – mondta tegnap Vjacseszlav Kravcsenko miniszterhelyettes. „Nem is egy mechanizmust választhat, hanem több” – mondta. Szavai szerint az Energiaügyi Minisztérium 2017-ben alakítja ki a végleges álláspontot. Az FAS a Kommerszantnak elmondta, hogy támogatja a termelőkapacitások korszerűsítését és üzembe helyezését ösztönző mechanizmus kidolgozását is. De "a javasolt mechanizmus nem vezethet túlzott terheléshez a fogyasztókra" - véli a szolgálat, hozzátéve, hogy az Energiaügyi Minisztériumnak kell a munka koordinátorává válnia.
A termelő vállalatok úgy vélik, hogy folytatódnia kell a pénzeszközök áramlásának az iparágba. A Siberian Generating Company (SGK) szerint a CSA-programot nem szabad meghosszabbítani, de az iparágnak biztosítania kell a pénzforgalmat és a modernizációt. "A gyakorlat azt mutatja, hogy a CDA mechanizmusa a túlzott kontroll miatt nem volt elég hatékony" - mondja az SGK. De nem lehet piaci módon tartani a bevételt az iparban, ezek egymást kizáró feltételek – mondja Vaszilij Kiselev, az Energiafogyasztók Szövetségének igazgatója: „Nincsenek céljai a pénzgyűjtésnek és a szükségesség valódi felmérésének. kapacitás, így nem látszik más, csak az a vágy, hogy a pénzforgalom a kezdeményezés mögött maradjon” ... A szövetség úgy véli, hogy az áramszolgáltatóknak már van mechanizmusuk a beruházási potenciál megteremtésére egy hosszú távú CCA formájában (négy évre előre kialakítja a tarifaszintet).
Natalya Porokhova úgy véli, hogy a CDA-fizetések arányának meredek növekedése a végfelhasználó árában és az energiapiaci többlet csökkentette a szabályozó sürgősségét, hogy új mechanizmusokat dolgozzon ki a befektetések vonzására. De továbbra is nagy a kereslet irántuk, hiszen az elmúlt évek beruházási fellendülése a kapacitások mindössze 15 százalékát érintette – jegyzi meg a szakember.
A kapacitásszállítási szerződések teljesítették a fő feladatot: Oroszországban nem fenyeget termelési hiány. A DPM fellendülése váratlan problémát hozott – túl sok volt a kapacitás, és ma a piacot a kivonás, nem pedig az erőművek üzembe helyezése aggasztja. De előbb-utóbb Oroszországnak új befektetési kört kell végrehajtania a termelésbe, és hogy milyen új mechanizmus lehet „a DPA után”, az a kérdésünk témája.
Fenyegetésre adott válasz
Az áramellátási szerződések rendszerét, a CDA-t a gazdaságban jelentkező áramhiány veszélyére válaszul fejlesztették ki. Talán csak a lusták nem hallottak a "Csubais-keresztről": egy grafikonról, amely már a 2000-es évek második felében mutatta a válságot a termelőkapacitások rendelkezésre állásával.
2006-ban az energiafelhasználás 4,6%-os növekedése az új Oroszország történetében példátlan volt. „Ezt a számot előrejelzésnek vettük, és az erőművek elhelyezésére vonatkozó általános program évi átlagosan 4,3%-os növekedést hagyott jóvá. 2014-re a fogyasztás 40%-kal nőtt 2007-hez képest” – emlékezett vissza Aleksandra PANINA, az NP Market Council felügyelőbizottságának tagja az Oroszországi Energiaipar konferencián.
Az előrejelzés alapján új kapacitások kiépítésének programja alakult ki, amelyet a termelő vállalatok irányításával együtt befektetőknek értékesítettek. A CDA-rendszerben az állam garantálta a befektetők számára a befektetés meglehetősen gyors és jövedelmező megtérülését, miközben szankciórendszert vezetett be a kapacitások időben történő szállításának elmulasztása esetén. A CDA komoly beruházási aktivitást serkentett az iparágban: a 2011-es csúcson a termelés fejlesztésébe fordított éves beruházások elérték a 603,2 milliárd rubelt. Összességében a 2008–2014 közötti időszakban az Energiaügyi Minisztérium szerint több mint 3,6 billió rubelt fektettek be új termelőkapacitások kiépítésébe Oroszországban. Ennek eredményeként meglehetősen rövid idő alatt több mint 20 GW-tal nőtt az ország energetikai rendszerének beépített kapacitása csak a CSA projekteknek köszönhetően.
Az érem másik oldala
De ezzel együtt a DPM fellendülése egy váratlan problémát is hozott: túl sok volt a kapacitás. Az a helyzet, hogy a tényleges helyzet nagyon eltért az előrejelzéstől. A tervek szerint, amelyekre a CSA-programot kialakították, 2014-ben a villamosenergia-fogyasztás 1380 milliárd kWh volt. Valójában az elmúlt néhány évben a kereslet 1060 milliárd kWh szinten maradt. „A tény jelentősen ellentmond a tervnek: a 2008-as előrejelzés és a 2014-es villamosenergia-fogyasztás ténye között 30 százalék volt a különbség, ami 61 GW-os 60 százalékos kapacitású hőerőmű éves teljesítményének felel meg” – mondta Alexandra. PANINA. Az NP „Villamosenergia-fogyasztók Közössége” szerint a többletkapacitás ma körülbelül 20 GW.
Több mint
20 GW csak a CSA projekteknek köszönhetően növelte az ország energiarendszerének beépített kapacitásátA túl sok termelés nem jövedelmező sem a fogyasztók, sem a termelők számára. A fogyasztók kénytelenek fizetni a többletért. A generátorok azonban két fronton szenvednek: egyrészt a kapacitástöbblet miatt csökken a versenyképes szelekció ára (a 2016-os KOM az első árzónában a súlyozott átlagár 7,8%-os csökkenéséhez vezetett 2015-höz képest) . Másodszor, a CSA blokkok nagyszámú olcsó kínálata befolyásolja az árat a másnapi piacon (DAM). Így a Rendszerirányító becslése szerint ma már több mint 20 GW nyújt be árelfogadó kérelmet a DAM-hoz, vagyis a termelők bármilyen áron, akár veszteségesen is üzemelhetnek.
Menjünk később
A mai napig a CSA program keretében 7,6 GW kapacitást kell beüzemelni, a termelő cégek pedig mindent megtesznek a fennmaradó projektek hatékonyságának javítása érdekében. Kezdtük azzal, hogy projekteket cseréltünk egymással. Ebben az évben a "T Plus" (korábban "IES-Holding") átruházta a Novobereznikovszkaja CHPP-vel kapcsolatos kötelezettségeket a tatár "termelő vállalatra". Az Inter RAO érdekelt a Gazprom Energoholding Serovskaya GRES tizedik blokkjára vonatkozó CDA-kötelezettségek átvállalásában, és kapacitásépítésben a Verkhniy Tagilben található telephelyén. Az üzembe helyezés időpontjának jobbra tolódásáról és a bírságok elutasításáról viszont próbálnak megegyezni a szabályozókkal. "A kívánt transzferek mennyisége meghaladja a 4,5 GW-ot" - közölte az NP "Piactanács" Egyesület az Energia Határok Nélkülnek. Novemberben vált ismertté, hogy a Gazprom Energoholding (GEH) általában kész lemondani az egyik DPA projektről, cserébe más létesítmények bírság alóli mentességét követelve. Ezt a kérdést Arkagyij DVORKOVICH alelnök tárgyalta, az ülés anyagaiban az állt, hogy a DPM törlése esetén a GEH-nek vissza kell adnia az új építési projektekre kapott forrásokat az eszközök vásárlásakor. A Kommerszant szerint "a CDA-rendszer logikája szerint" mintegy 13 milliárd rubelt kellene kivonni az úgynevezett kibocsátási bírság beszedésével az energiapiac fogyasztói javára.
A PDA törlésének, módosításának kérdései mindig a legmagasabb szintre kerülnek: a kötelezettségeket kormányrendelet rögzíti, ezek megváltoztatásához megfelelő aktus szükséges. Emellett a fogyasztók egyik félként vesznek részt a szerződésekben - és meg kell állapodniuk a kötelezettségek megváltoztatásának paramétereiről is. "Ez a téma nem csak a kormány vagy a minisztérium döntéshozatali körébe tartozik, hanem bizonyos értelemben a piacnak is meg kell válaszolnia ezt a kérdést, hiszen a CDA-megállapodások kétoldalúak, és ebbe a folyamatba a fogyasztókat is bevonják" - magyarázta Alekszej TEKSLER energiaügyi miniszterhelyettes a TASS-nak adott interjújában ...
Moor tette a dolgát
A CSA program minden hiányosságával együtt lehetővé tette a kitűzött cél sikeres teljesítését - több mint 20 GW termelőkapacitás üzembe helyezését a hőerőművekben, beleértve a manőverezhető berendezéseket is. A kapacitáshiány („Csubais keresztje”) veszélye egy ideig a múlté – állítják szakértők.
A Yuzhnouralskaya GRES-2 az Inter RAO Group által a CSA rendszerben megvalósított projektek egyikévé vált. Az új állomás két erőművét 2014-ben, februárban és novemberben helyezték üzembe, jelenleg a GRES-2 beépített teljesítménye 834 MW.
Az új állomás építésére irányuló beruházási program végrehajtása előtt a közeli területen működött a Yuzhnouralskaya GRES - az ország egyik első, 1952-ben üzembe helyezett, 1000 MW-os tervezési teljesítményű hőerőműve. Az erőmű beépített villamos teljesítménye ma kisebb a tervezettnél: 782 MW. A régiót több mint fél évszázada energiával ellátó állomás részben már nem felel meg a modern követelményeknek.
Az új állomás középtávú üzembe helyezése lehetővé teszi a Yuzhnouralskaya GRES berendezéseinek nem működő blokkmentes részének veszteség nélküli leszerelését, anélkül, hogy csökkentené a villamosenergia-termelés mennyiségét és a teljes beépített kapacitást. 2016 óta a negyedik, 35 MW teljesítményű turbinás blokk leáll.
„Az UES fő részében a hőtermelés beruházási szünetelésére lehet számítani. Valamennyi termelő vállalat azt tervezi, hogy a közeljövőben 30-50%-kal csökkenti beruházási programjait a 2014-2015-ös szinthez képest” – nyilatkozta az Energie Határok Nélkül szervezetnek Natalia POROKHOVA, a Gazprombank Gazdasági Előrejelzési Központ vezető szakértője. Új üzembe helyezést csak az atomenergia-iparban és bizonyos régiókban terveznek, ahol az energiarendszer fejlesztésének helyi problémáinak megoldására van szükség - a Távol-Keleten, Kalinyingrádban.
A kormány 2014-ben gondolkodott a kalinyingrádi energiafejlesztésről. Szükséges volt a régiót ingadozásmentessé tenni: a szomszédos országokat elkezdték ijesztgetni az energiarendszerek párhuzamos működésének megtagadásának lehetőségétől, ami problémákhoz vezethet a régió áramellátásában. Idén októberben jóváhagyták a termelési listát, amely 2019-ig megépül - három gáztüzelésű hőerőmű és egy széntüzelésű, összesen legfeljebb 1 GW teljesítménnyel. A finanszírozáshoz a CDA-hoz hasonló konstrukciót dolgoztak ki, de a befektető számára enyhébb feltételekkel (ami a Kaliningradskaya Generatsiya LLC, a Rosneftegaz leányvállalata). Ezeket a kapacitásokat az Inter RAO - Villamos Erõmûvek kapacitásának árához képest az elsõ árzóna fogyasztói számára biztosított felárral támogatják.
A távol-keleti energetikai építési projektek finanszírozási forrásairól még nem született megállapodás (kivéve az 50 milliárd rubel költségvetési forrást, amelyet a kormány közvetlenül a RusHydronak utal). Az orosz Távol-Kelet Fejlesztési Minisztériuma a kalinyingrádihoz hasonlóan azt javasolta, hogy a terheket a nagykereskedelmi piacra hárítsák át, de a termelők, a fogyasztók és az energiapiac szabályozói ellenzik ezt. "A nagykereskedelmi piacot már nem lehet terhelni" - mondta októberben a Piaci Tanács vezetője, Maxim BYSTROV.
Nem bemenet, hanem kimenet
Szakértők szerint az új kapacitások üzembe helyezése az áramfogyasztás stagnálása közepette légzési feltételeket teremt az iparági szabályozók számára. "Az UES többletkapacitása lehetővé teszi a legelhasználtabb termelő létesítmények leszerelését, és a termelésbe való beruházások vonzására szolgáló új mechanizmusok kidolgozása most már nyugodtan, nem kapkodva megkezdődhet" - mondta Alekszej Faddejev, a termelés elemzője. Természetes Monopóliumok Intézete (IPEM) ...
A szektorban ugyanis most nem az újak bevezetése a legégetőbb kérdés, hanem a régiek kivonása. Az Alexandra PANINA becslései szerint 2016-ban a nagykereskedelem több mint 17 GW többletkapacitással rendelkezik. Az energiaügyi minisztérium a generátorokkal tárgyal az erőművek leszerelésének és lerombolásának különféle lehetőségeiről (konszenzus még nem született). A CCM lebonyolítására vonatkozó szabályok azonban már arra ösztönzik a szállítókat, hogy vonják ki kapacitásukat a nagykereskedelemből. „Az új KOM-modellben minél magasabb a kapacitás ára, minél kisebb a kiválasztott mennyiség, így a beszállítók közvetlen ösztönzést kapnak az ellátás volumenének csökkentésére, a nem hatékony, káros kapacitások megőrzésére vagy leszerelésére” – közölte a Piaci Tanács.
A KOM eredményei azt mutatták, hogy 2016-ra a termelő társaságok nem 4 GW-ra pályáztak a termelő társaság kiválasztására - valószínűleg ez az a mennyiség, amelyet ki akarnak vonni. A Gazprom Energoholding bejelentette 1,5 GW kivonását. 2016 óta az Inter RAO 831 MW-ot kíván leállítani, és további 3,7 GW kivonásának lehetőségét fontolgatja – mondta Timur LIPATOV, az Inter RAO - Electricity Generation Management vezérigazgatója októberben.
Befektetést keresek
De a probléma nem oldódik meg örökre: az Energiaintézet szerint. Krzhizhanovsky szerint az oroszországi UES termikus generációjának több mint 52%-a 30 évesnél idősebb, és a növények 7%-a még idősebb. A CHP erőművek elöregednek, és előbb-utóbb újakra kell cserélni őket. Emellett a 2035-ig szóló energiastratégia tervezet azt feltételezi, hogy 2035-re Oroszországban 30-60 GW-tal kell növekednie a termelésnek (egyesek atomerőművek és vízerőművek). A dokumentum arról is beszél, hogy új mechanizmust kell kidolgozni a villamosenergia- és hőszolgáltatásba történő befektetések vonzására, "a beruházási folyamat ésszerűsítése érdekében a 2016-2020-as és az azt követő években".
Tehát mi lehet ez a mechanizmus? Először is kompenzálnia kell a belátható jövőben az energiatermelés építésére fordított beruházásokat – mondja Aleksey FADDEEV. Másodsorban elfogadható áremelkedés biztosítása, amely lehetővé teszi a Gazdaságfejlesztési Minisztérium által jelzett villamos energia végső költségének dinamikáján belül tartását. Harmadszor, hogy ösztönözze a versenyt a termelő vállalatok között, és hosszú távú legyen. „A PDM mechanizmus csak az első két feltételnek felelt meg. Egyszeri akcióról volt szó, és nem volt verseny a termelő cégek között: kidolgozott lista elé állították azokat a létesítményeket, amelyeket minden privatizált cégnek fel kell építenie” – emlékezett a szakember.
Véleménye szerint alapszemléletként használható a 2010 elejéig tárgyalt befektetési garancia mechanizmus - MGI. Akkor azt feltételezték, hogy a szabályozók (Energyminisztérium, "Rendszerüzemeltető" stb.) határozzák meg a szükséges tartalékkapacitás mennyiségét, a termelő létesítmények építésének helyszíneit és az üzembe helyezés időpontját, a CSA-mechanizmus szerint. Ezenkívül meg kell határozni a projekt határköltségét. Az MGI-t piaci eszközként fejlesztették ki: az egyes építési projekteket termelő cégek között árcsökkentési aukció formájában kellett lejátszani. Elméletileg egy ilyen mechanizmus hosszú távú: minden évben különböző telephelyekre lehet hasonló pályázatokat kiírni, mint most a megújuló energiatermelő létesítmények esetében. „Így az MGI-koncepció mind a négy leírt követelménynek eleget tesz, és modern körülmények között a legelőnyösebb megoldás” – mondja Aleksey FADDEEV.
Natalia POROKHOVA viszont úgy véli, hogy a gazdasági helyzet stabilizálódásával a hőtermelő beruházások fő iránya a korszerűsítés lesz, ami növeli a legtöbb létesítmény hatékonyságát.
Évekkel ezelőtt a termelő cégek a fogyasztók kárára próbáltak tárgyalni a kormánnyal a korszerűsítésről (vagyis a nagykereskedelmi piac többletterhelése miatti beruházások megtérüléséről). De ma a nagykereskedelem már „repedt” az összes rá rótt kötelezettség miatt - hőellátási szerződések, atomerőművek és vízerőművek szállítási szerződései, "kényszergenerátorok", Kalinyingrád. Ezért rendkívül valószínűtlen, hogy a szabályozó hatóságok beleegyezzenek abba, hogy a nagykereskedelmet modernizációval egészítsék ki. A termelő cégeknek tehát maguknak kell megtenniük, a piaci logika vezérelve. Például az Inter RAO - Electricity Generation Management célzott munkát végez a meglévő berendezések hatékonyságának javítása érdekében, beleértve azokat az elemeket is, amelyek újjáépítésére és korszerűsítésére irányulnak, amelyek megvalósítása a jelenlegi piaci körülmények között megtérülő.
A villamosenergia-ipari „beruházási haladék” és a 2035-ig tartó Energiastratégia folyamatban lévő nyilvános vitája a legmegfelelőbb alkalom arra, hogy újraélesztjük a vitát arról, hogy mi váltja (és váltja) a CSA-t.
Majdnem két éve a TGK-16 energiavállalat élén Eduard Galeev állt, aki korábban a Tatár RDU igazgatójaként dolgozott. Ez idő alatt a vállalkozásnak sikerült megvalósítania egy nemcsak a köztársaság, hanem az egész ország számára jelentős projektet - egy egyedülálló 400 MW teljesítményű erőművet a kazanyi CHPP-3-ban. A Realnoe Vremya úgy döntött, hogy megkérdezi az új vezetőt, milyen egyéb eredményeket ért el a cég. Eduard Galeev az állomások változásairól, az új üzemmódról és az iparág reformjáról beszélt egy interjúban.
"A TGK-16 tarifái a "Tatenergo" tarifái alatt voltak és maradnak
- Eduard Gennadievich, majdnem két év telt el azóta, hogy a TGK-16-ost vezetted. Milyen eredményeket sikerült elérnie ez idő alatt Önnek és a TGK-16-nak?
Ez az időszak nagyon intenzív és sikeres volt a TGK-16 számára. 2017-et több mint 2 milliárd rubel nyereséggel zártuk. Úgy gondolom, hogy az eredmények jók voltak, különös tekintettel arra, hogy a hődíjaink továbbra is a legalacsonyabbak Tatárországban. Paradox módon közel nyolc év telt el a TGK-16 megalakulása óta, és tarifáink továbbra is alatta maradnak annak a szintnek, amelyen a köztársasági iparvállalatok még 2010 előtt hőt vásároltak a Tatenergótól, és továbbra is a legalacsonyabbak a Tatár Köztársaságban.
Az alacsony tarifák lehetővé tették fogyasztóink számára a termelés növelését, és ennek megfelelően az energiafogyasztás növelését. Ugyanakkor, ha a TAIF Csoport vállalkozásairól beszélünk, akkor az energiafelhasználás növekedése az általuk folyamatosan végrehajtott energiatakarékossági intézkedések hátterében megy végbe. Javulnak a termelő létesítmények, csökkennek a hőenergia-felhasználás fogyasztási együtthatói, és csökkennek a hőcsövek hőszigetelésén keresztüli hőveszteségek. Ennek ellenére a fogyasztók hőellátása gőzturbinák hulladékgőzével az évek során a TGK-16 üzemekben több mint 25%-kal nőtt. Ez annak köszönhető, hogy az ipari vállalkozások meglévő termelő létesítményeinél megnőtt a termékek kibocsátása, új termelő létesítmények kerültek üzembe, a szükséges hőenergia előállítása teljes mértékben átkerült a KTEP-3-ba. A vállalkozások saját kazántelepeit leállították és molylepkezték.
– Némi nehézségek ellenére 2017 még mindig áttörést jelent a cég számára. A nyáron elindított GTU fontos mérföldkő lett mind a TGK-16, mind pedig kétségtelenül Tatár energetika számára. Hogyan működik most a turbina?
- A 2017-es év első fele mindenképpen a teljes csapatunk számára a KTEP-3 gázturbinás blokk építési projektjének befejezése jegyében telt el. Rengeteg erőfeszítést és energiát fektettünk ebbe a projektbe. A General Electric-kel (fővállalkozónkkal) közös erőfeszítéssel sikerült befejeznünk az erőmű felépítését, ütemterv szerint üzembe helyezni és a kívánt eredményeket felmutatni. Sőt, a teszteredmények szerint az erőműnek a szerződöttnél magasabb paramétereit tudtuk elérni. A szerződésben meghatározott 389 MW helyett a gázturbina átlagosan 405 MW terhelést hordoz. A megfelelő külső levegő hőmérsékleten végzett beállítási folyamat során a gázturbinás blokk teljesítménye elérte a 425 MW-ot. Örömteli, hogy a gázturbinás üzem műszaki-gazdasági paraméterei stabilak, minden normának és előírásnak megfelelnek, a kapcsolt hő- és villamosenergia-termelés hatásfoka pedig eléri a 85%-ot.
Őszintén megvallom, hogy volt bennünk némi izgalom a projekt miatt. Általában más energetikai cégeknél dolgozó kollégáink tapasztalatai szerint az ilyen összetett, főleg teljesen új berendezések bevezetésekor hosszú a fejlesztési és beállítási időszak, sok a vészleállás, meghibásodás. Nem akarok elhinni, de a "gyerekbetegségek" időszaka nálunk elég rövidnek bizonyult. A gép most már megbízhatóan működik. Tisztelettel kell tisztelnünk a GE-t, telepítésünket a cég mérnöki központja folyamatosan támogatja, a felmerülő kérdéseket és problémákat az „éjjel-nappal, a hét minden napján” séma szerint azonnal megvizsgáljuk, és megoldási javaslatokat adunk ki. a lehető leghamarabb. Sőt, rengeteg proaktív ajánlást kapunk a megelőző, vészhelyzetek elkerülése érdekében. Ennek érdekében a GE által az Ipar 4.0 koncepció részeként újonnan kifejlesztett Predix platform részét képező, a prediktív elemzéshez speciálisan kifejlesztett szoftver- és hardverkomplexumot telepítettünk. Most már azon gondolkodunk, hogyan lehetne tovább fejleszteni autónkat, hogy a hőségben ne csökkenjen a teljesítménye. Reméljük, hogy április végéig konkrét javaslatokat kapunk a GE-től. Emellett a távlati tervek között szerepel a turbina áramlási útjának korszerűsítése a gázturbinás blokk beépített kapacitásának és hatékonyságának növelése érdekében.
A villamosenergia-termelés csaknem megháromszorozódott
- Elég vita folyik az energiaipar képviselői között arról, hogy az ilyen projektek további támogatási mechanizmusok nélkül nem térülhetnek meg. Különösen a CSA program nélkül (A kapacitásellátási megállapodás egy speciális, nem piaci mechanizmus, amely új termelő létesítmények üzembe helyezésére szolgál. Megbízási szerződések megkötését jelenti a szállítók és a vevők részéről. A szerződés megkötésével a szállító kötelezettségeket vállal új termelő létesítmények építése és üzembe helyezése, viszont a szállítónak garantált a termelő létesítmények építési költségeinek megtérítése a megnövekedett kapacitásköltségen keresztül, amelyet a fogyasztó fizet – a szerkesztő megjegyzése). hogy sikerült?
- Valóban, sok kolléga kérdez bennünket: "Miért keveredett ebbe?" és "Hogyan fogja megtéríteni a projektet?" Itt minden világos és átlátható. A projektbe való belépés előtt komoly munka folyt az új erőmű technológiai sémájának, a meglévő erőművel való integrációjának, valamint az építési költségnek az optimalizálására. Ez azért volt fontos, hogy az új berendezések üzembe helyezése ne legyen elviselhetetlen teher a hőfogyasztók számára, valamint hogy a lehető legjobban optimalizálják a létrehozásának költségeit. A tárgyalások a potenciális kivitelezőkkel nem voltak egyszerűek, de sikerült megtalálni a kölcsönösen elfogadható szerződéses paramétereket. Ezért jó árat kaphattunk. Projektünk egységköltsége 535 euró volt kilowattonként. Ez figyelembe veszi a beruházási szakasz kamatait és az áramelosztási rendszer költségeit. Ez a beruházás gondos tervezésének köszönhetően vált lehetségessé. És ahogy mondják, az eredmény nyilvánvaló. Ahogyan más villamosenergia-rendszerekből dolgozó kollégáink viccelődnek, a KTEP-3 GTU projektjének költsége méltatlanul alacsony.
Ezen túlmenően nem titok, hogy a gázturbinás egységekkel rendelkező erőművek üzemeltetésével kapcsolatos költségek nagyon nagy részét a karbantartási és javítási költségek teszik ki. Ezért még az EPC-szerződés szerinti szerződéstárgyalások szakaszában (EPC - kulcsrakész építés - a szerkesztő megjegyzése) úgy döntöttek, hogy azonnal meghatározzák a szolgáltatás költségét. Ennek eredményeként sikerült megállapodnunk és a következő 10 évre a gázturbinás szolgáltatás költségét és volumenét a számunkra és a generálkivitelező számára optimális szinten rögzíteni. Ugyanakkor meg tudtuk győzni partnereinket, hogy a gázturbinás blokknál minden olyan berendezés- és alkatrész-átalakítást, amelyet annak megbízhatósága érdekében végre kell hajtani, a garanciális idő alatt a kivitelező költségére végezzük el. Ugyanakkor garantálja számunkra a GTU megbízhatóságának mutatóit. Mindez lehetővé tette a GTU életciklusának és karbantartási költségeinek jelentős optimalizálását. Ennek eredményeként megkaptuk azokat a projekt megtérülési mutatókat, amelyek a társaság részvényese számára elfogadhatóak.
- Több mint fél év telt el a turbina indulása óta. Hogyan változott ez idő alatt az állomás munkája?
- Már most elmondható, hogy 2017-ben a kazanyi CHPP-3-ban két és félszer több áramot termeltünk, mint 2016 azonos időszakában. És ez annak a hátterében, hogy a Kazan CHPP-3-ból megközelítőleg ugyanaz a hőellátás, mint az előző évben. Sajnos még nem tudtuk Kazany lakosságának melegvízzel történő hőellátását legalább évi 1,5 millió Gcal-ra növelni, mint néhány éve. A negatív tényező ellenére állomásunk hatásfoka több mint 30%-kal javult. Így az ekvivalens tüzelőanyag fajlagos fogyasztása a villamosenergia-ellátáshoz a teljes állomáson (az egy kilowattóra áram előállításához elégetett üzemanyag mennyisége – a szerkesztő megjegyzése) 2016 végén 310 gramm volt kilowattóránként, most pedig tavaly összesen 244 g / kWh. Maga a GTU átlagos éves fajlagos fogyasztásának mutatója körülbelül 156 g / kWh. És mindez annak ellenére, hogy a turbina csak június 1-je óta üzemel kereskedelmi forgalomba. Reméljük, hogy idén még jobbak lesznek az eredményeink.
Szeretném megjegyezni, hogy ha késnénk a projekt elindításával és megvalósításával, akkor a KTEP-3 helyzete nagyon nehéz lenne. Tény, hogy a villamosenergia-árak a nagykereskedelmi villamosenergia-piacon az elmúlt néhány évben még az üzemanyagárak emelkedése mellett sem nőttek, 2017-ben pedig drámaian csökkentek. Ennek oka az orosz energiarendszerben új hatékony kapacitások üzembe helyezése, az energiavállalatok átállása a fizikai költségmegosztásra a hő- és villamosenergia-költségek kialakításában, valamint a 2017-es hosszú árvízi időszak. Az árvíz hosszú volt, a nyár csapadékos volt, így a Káma-Volga-medence folyóinak nagy beáramlása valójában csak augusztusban ért véget. Emiatt nőtt a vízerőművekből származó villamosenergia-termelés piaci részesedése. Ennek eredményeként a villamos energia ára a nagykereskedelmi piacon ebben az időszakban átlagosan 100 rubel/MWh-val csökkent. El kell mondanunk, hogy jelenleg 300 g/kWh feletti villamosenergia-ellátási fajlagos költségek mellett nincs mit tenni a nagykereskedelemben (nagykereskedelmi árampiac, - a szerkesztő megjegyzése), és a KCHPP-3 nagy hatékonyságú termelőkapacitása nélkül. nehéz lenne versenyezni a villamosenergia-piacon.
- Mivel a CHP-erőművek hatékonyságáról beszélünk, nem tudom nem kérdezni, hogyan látja a hőszolgáltatás reformját?
– Ez a téma mindig is közel állt hozzám, ahogy az áramtermelés kérdései is. Még a tatári villamosenergia-rendszer diszpécserszolgálatában dolgozva az erőművek működési módjának tervezésével foglalkoztunk, figyelembe véve azok hőellátását, mivel az RDU feladata éppen az, hogy a kombinált villamos energia maximális termelését biztosítsa. mód. Természetesen ez jelentősen függ többek között a fűtési hálózat hőterheléseinek erőművek közötti elosztásának megfelelően összeállított sémától és magának a fűtési hálózatok hidraulikus rendszerétől, a közvetlen és a visszatérő fűtési hálózat hőmérsékletének optimális arányától.
Most véleményem szerint tektonikus eltolódások mennek végbe a hőszolgáltatásról szóló jogszabályokban. Egyrészt biztosítaniuk kell az árképzés átláthatóságát, ugyanakkor vállalniuk kell bizonyos kockázatokat. Félelmeink helytállóságát már a kazanyi CHPP-3 betöltésével kapcsolatos helyzet példáján is megfigyelhetjük, amikor az egységes hőszolgáltató szervezet (UET) tulajdonképpen erőfölényét kihasználva önkényes, ill. megengedi magának a törvénysértést azzal, hogy saját kazánházait tölti be a kapcsolt hő- és villamosenergia-forrás helyett, ahol ráadásul legalább 30%-kal alacsonyabb a tarifa. E tekintetben többek között minden konkrét esetben, minden egyes településen fontos megtalálni az UTS-nek pontosan azt a sémáját a hőszolgáltatási piac többi szereplőjével való interakciós sémának, hogy a piaci viszonyok kézi viszonyok nélkül is kialakíthatók legyenek. ellenőrzés.
Ha például Kazanyt vesszük, akkor fontos találni egy olyan interakciós sémát a hőpiac szereplői között, amely elvileg kizárja a jelenlegihez hasonló konfliktusokat. Értelmem szerint és kollégáim értelmezése szerint az lenne az optimális, ha Kazanyban a hőenergia-termelés és -szállítási tevékenységeket elkülönítenék, hasonlóan a villamosenergia-iparban elfogadotthoz. Vagyis a fűtési hálózatokat külön társasággá kellene szétválasztani, jelentős önkormányzati tulajdonrésszel, amely végső soron a lakóinak minőségi hőellátásáért felel majd. A hőtermelő cégek versenyezni fognak azért, hogy a hőforrásaikból származó hőt a legoptimálisabb áron értékesítsék. Ekkor azonnal működésbe lépnek azok a mechanizmusok, amelyek optimalizálják a szerkezetüket, eltávolítják a felesleges és elavult energiakapacitásokat, kazánházakat és így tovább.
Ezenkívül lehetővé teszi a távfűtési hálózatok bővítését a helyi elszigetelt hálózatokkal való kombinálásával. Ezenkívül rengeteg kazánházat kivonnak a munkából, mivel a fűtési hálózat érdekelt lesz a fűtési hálózatok fejlesztésében és az olcsóbb hőforrásokból származó hő vásárlásának növelésében. Nagyon fontos olyan mechanizmusok kidolgozása, amelyek szigorúan köteleznék az UTO-t a hőellátó rendszer fejlesztésére, a beruházási programok végrehajtására vonatkozó kötelezettségeinek teljesítésére. Az ETO-nak hőhálózatok fejlesztése szükséges. Ez az erőművek kihasználtságának növelése és maximalizálása érdekében fontos. Mind az önkormányzati hatóságok, mind a Szövetségi Monopóliumellenes Szolgálat szerepe fontos. Az összes szükséges szabályzatot május-júniusig kell kiadni. Egyetlen hőszolgáltató szervezetnek, amely az alternatív kazánház elvén alapuló új árazásra való átállás során hatalmas jogosítványokat kap majd, a megújult hőszolgáltatási konstrukció által meghatározott hatalmas felelősségi réteget is meg kell kapnia. Meg kell értenie, hogy az egyetlen hőszolgáltató szervezet státusza bizonyos szintű felelősséget ró rád, nem csak szilárd bónuszokat.
"A PDM nem az egyetlen gyógymód"
- Eduard Gennadievich, Ön hosszú ideig dolgozott Tatár Regionális Igazgatóságán. Most Ön egy olyan vállalat vezetője, amely a köztársaság nagy ipari vállalkozásait látja el hővel és villamos energiával. Ebből a szempontból érdekes látni az ön elképzelését az energiaszektorban készülő DPM-2 programról. Hogyan értékelné őt?
- Az orosz energiaszektor kapacitásainak megújítására szorul. Ezzel nem lehet vitatkozni. A kérdés csak az, hogy milyen mechanizmusokat hoznak létre ehhez a frissítéshez. Nem titok, hogy az első PDA-program során számos áramforrás épült olyan helyeken, ahol valójában nem volt rá szükség. A második programnak figyelembe kell vennie ezeket a hibákat, és meg kell akadályoznia őket.
A DPM-1 fő problémája az volt, hogy teljesen elzárták a hőenergia-piactól. Ennek eredményeként olyan helyeken is kiépültek a termelő kapacitások, ahol gyakorlatilag nincs kereslet sem villamos energia, sem hő iránt. Most ezek a modern egységek tétlenek vagy kihasználatlanok. A Villamosenergia-fogyasztók Tanácsa szerint a DPM-1 program keretében épített erőművek negyedének a beépített kapacitáskihasználtsága nem éri el a 40%-ot! Ezenkívül a projekt költségeit nagyon magasnak találták. Ennek az az oka, hogy a CDA értelmében a projektek határköltségeit nem rögzítették, csak az építési költség kilowattnyi beépített kapacitásra vetített fajlagos mutatóit és a kapacitás tarifáit, amelyek bőven fedezik az összes lehetséges és lehetetlen költséget, megállapították, hogy kényelmesek a termelő vállalatok számára. Mindez óriási terhet rótt a fogyasztóra. Ráadásul folyamatosan különféle pótdíjakat vezetnek be az áramdíjakba: a krími, kalinyingrádi, távol-keleti termelőkapacitások építéséért, szélturbinák fejlesztéséért és hulladékégető művek építéséért. Természetesen ma már a fogyasztók óvakodnak minden további, a termelőkapacitások korszerűsítését célzó programtól, különösen a PDA rövidítéstől.
Az energiatermelők és a tisztviselők szempontjából a logika természetesen egyértelmű. Már van egy jól bevált mechanizmusuk, amit csak egy kicsit kell csiszolni, majd elindítani. És a fej nem fog fájni. De az a sajátosság, hogy a most a DPM programban szereplő bevezető jegyzetek alapvetően különböznek az első programban szereplőktől.
- Mi a különbség?
- Először is, most a meglévő igényelt kapacitások korszerűsítéséről van szó. Sőt, az orosz technológiák felhasználásával történő modernizációról beszélünk. A projektek megtérülési ideje 15-20 év legyen. Eközben ez alapvetően a gőzerőművi ciklus elavult és korszerűtlen berendezéseinek, vagy egyszerűbben a gőzturbináknak, erőkazánoknak a korszerűsítését jelenti. Új kapacitások kiépítése kombinált ciklusú technológiák alkalmazásával gyakorlatilag nem irányozható elő. Ez elsősorban annak a ténynek köszönhető, hogy Oroszországban nem gyártanak nagy teljesítményű, megbízható és hatékony gázturbinás egységeket. Az egyetlen kivétel a General Electric-tel 76 MW teljesítményű 6FA turbina összeszerelésére és a Siemens-szel 160-180 MW teljesítményű SGT-2000 E turbinák engedélyezett gyártására irányuló vegyes vállalat. De bizonyos külpolitikai problémák miatt ma már e technológiák használatára is korlátozások vonatkoznak.
És kiderül, hogy már csak a sok évvel ezelőtt telepített gőzturbinákat és kazánokat kell korszerűsíteni. Vagyis az elavult berendezések további 20 évre történő működését biztosítani, ami tulajdonképpen a meglévő tudományos-technológiai fejlődés, valamint az orosz energiaszektor hatékonyságának megőrzéséhez vezet. Tatárországban a Zainszki állami kerületi erőmű példája jelzésértékű. 2017-ben az oroszországi villamosenergia-ellátás fajlagos tüzelőanyag-egyenérték-fogyasztásának átlagos éves mértéke 300 g/kWh alá csökkent. A Zainskaya GRES-nél a 130 atmoszféra nyomású egységek esetében a fajlagos üzemanyag-fogyasztás átlagos éves leghatékonyabb mutatója nem lehet alacsonyabb 340 g / kWh-nál. Azok a modernizációs megoldások, amelyeket a mi és a külföldi üzemek jelenleg gázturbina beszerelése nélkül kínálnak, elméletileg segítenek a Zainsk SDPP mutatóinak 320 g / kWh-ra való csökkentésében. Kiderült, hogy az állomás a korszerűsítés után is versenyképtelen marad.
- Ha jól értem, a meglévő hőerőművek gőzturbinás telepítéseivel is van hasonló történet?
- Igen. Eredetileg kapcsolt hő- és villamosenergia-termelésre szánták. Ez azt jelenti, hogy a nem kombinált hő- és villamosenergia-termelés keretében korszerűsítést alapvetően nem lehet megfontolni. Leegyszerűsítve, ha egy adott gőzturbina nem rendelkezik jó hőterheléssel, akkor nincs értelme korszerűsíteni. Ellenkező esetben pénzt fektetnek a modernizációba, de a gőzturbinák versenyképtelenek maradnak az árampiacon. Így kategorikusan lehetetlen a CHP-erőmű meglévő berendezéseinek korszerűsítése anélkül, hogy elemeznénk annak tényleges terhelését a fűtési ciklusban! A korszerűsítés során pedig lehetőség szerint gondoskodni kell egy gázturbinás felépítmény megépítéséről a nem hatékony és le nem használt kapacitások kivonásával. A modernizáció hatékonysága csak így érhető el.
Az energetikai korszerűsítésnek van egy másik aspektusa is. Az Orosz Föderáció energiastratégiájában, az üzemanyag- és energiakomplexum tudományos és technológiai fejlődésének előrejelzésében egyértelműen megfogalmazódnak a modern trendek. Nevezetesen: kisüzemi áramtermelés, elosztott áramtermelés, intelligens villamosenergia-hálózatok fejlesztése. Ebben a részben kiderül, hogy a nagy energia szerepe csökken. A tudományos és technológiai fejlődés előrejelzése szempontjából pedig az orosz gépgyártó komplexumnak meglehetősen nagy kilátásai vannak a termelőkapacitások építése terén. Oroszország már megkezdte a megbízható, versenyképes gázturbina-egységek gyártását, amelyek teljesítménye elérheti a 30 MW-ot. Pontosan ez vezet az elosztott energia kialakulásához. A másik dolog az, hogy bizonyos változtatásokat kell végrehajtani az energiaszektorra vonatkozó szabályozási dokumentumokban, és lehetővé kell tenni, hogy ennek a független generációnak a tulajdonosai ne csak saját szükségleteikért dolgozzanak, hanem a többletenergiát is értékesítsék a nagy- vagy kiskereskedelmi piacon. Ez jelentősen lehetővé tenné a termelőkapacitások megújítását, és ami a legfontosabb, megakadályozná azt a helyzetet, hogy a CSA program alá kerüljenek azok a kapacitások, amelyekre senkinek nincs szüksége.
– Milyen körülmények között lehet akkor eredményes az új program?
- Először is, a DPM-programot elvileg nem szabad az Orosz Föderáció energiaágazatában az energiakapacitások elöregedése elleni egyetlen eszköznek tekinteni. Ez csak az egyik mechanizmus. Ezenkívül lehetetlen az adatvédelmi törvényt csak a villamosenergia-piacra vetíteni. Egyértelmű, hogy azt a döntést, hogy egy vagy másik erősáramú berendezést felvegyenek-e a program második részébe, átfogó elemzés alapján kell meghozni a termikus terhelések jelenlétében. A berendezések korszerűsítés utáni végső teljesítménymutatóit is egyértelműen fel kell tüntetni. A berendezést elvileg nem szabad átengedni a CSA-nak, ha a korszerűsítés után a villamosenergia-ellátás fajlagos tüzelőanyag-fogyasztásának mutatója magasabb lesz, mint 300 g / kWh.
Másodsorban kiemelt feladatnak tartjuk, hogy a megvalósításban a gázturbinás felépítmények építését is beépítsék a CSA programba. Valóban, sok esetben csak a gőz-gáz körfolyamat alkalmazása képes jelentősen növelni az üzem hatékonyságát.
Harmadszor, olyan mechanizmusokat kell létrehozni, amelyek lehetővé teszik a nagy ipari vállalkozások tulajdonosai számára, hogy saját elosztott termelést fejlesszenek ki. És lehetőséget kell teremteni arra, hogy ennek a generációnak a tulajdonosai nyereségesek legyenek a felesleges villamos energia értékesítése a nagy- vagy kiskereskedelmi piacon.
Csak egy ilyen integrált megközelítéssel tudjuk jelentősen korszerűsíteni energiakapacitásainkat a végfelhasználó terhelése nélkül. Sajnos most nem látunk átfogó megoldást. Az összes nagy energiaipar a DPM-2-re összpontosított. Kemény fogyasztói ellenállás van. De reméljük, hogy végül sikerül egy közös álláspontot kialakítani, és ez lehetővé teszi a kapacitások korszerűsítésének precíz piaci feltételek melletti megkezdését. Mert csak ilyen feltételek teszik lehetővé a legoptimálisabb műszaki és gazdasági megoldás kiválasztását. A TGK-16 ezt úgy érti, mint senki más. Mert egy ipari csoporton belül dolgozunk, ahol villamosenergia fogyasztók és termelők egyaránt vannak. Minden döntésünket mérlegeljük mind a vállalatunkra, mind pedig ügyfeleink megbízhatóságára és gazdaságosságára gyakorolt hatás szempontjából.
