Od leta 2022 se lahko v Rusiji začne obsežna modernizacija proizvodnje toplote z izvajanjem programa CSA-2. Ministrstvo za energetiko Ruske federacije je že oblikovalo predhodna merila za izbiro projektov, ki se bodo rekonstruirali na račun trga, torej potrošnikov. Po mnenju strokovnjakov je ob upoštevanju kolosalne starosti in amortizacije SPTE lahko osnovna sredstva usmerjena v regije Tjumen, Čeljabinsk in Sverdlovsk. Udeleženci na trgu kot glavna kandidata za financiranje imenujejo PJSC Fortum (pod nadzorom finskega koncerna Fortum) in PJSC T Plus. Viktor Vekselberg. Ločene postaje teh podjetij so bile uvedene v 30-40-ih letih XX stoletja. Sam CSA-2 po načrtu ne bi smel povzročiti negativnih tarifnih posledic za trg, čeprav strokovnjaki pravijo, da bo izvajanje programa prekrito z drugimi dejavniki, ki bodo ponovno dvignili ceno zmogljivosti. Po mnenju analitikov je bilo z opustitvijo CSA-2 mogoče "dati vsaj nekaj zraka potrošnikom" in izravnati tarifni skok iz leta 2017.
Vlada Ruske federacije je določila temeljna načela mehanizma za izbiro projektov za obnovo SPTE v okviru programa CSA-2 do leta 2030. Glede na stališče Ministrstva za energetiko Ruske federacije je analiza cenovnega stanja na veleprodajnem trgu električne energije (zmogljivosti) pokazala, da je dodatno financiranje projektov za obnovo postaj možno šele po letu 2021. V zvezi s tem se lahko prvi zagon v okviru CSA-2 začne že leta 2022.
Sverdlovsk SPTE PJSC "T Plus"
Spomnimo, da se v Rusiji zaključuje program zagona proizvodnih zmogljivosti po pogodbah o oskrbi z električno energijo (CDA). Po podatkih Ministrstva za energetiko Ruske federacije je bilo do danes zagnanih 127 elektrarn, kar je 93,4 % celotnega števila objektov, ki naj bi bili zagnani v okviru CSA. Mehanizem zagotavlja vračilo sredstev investitorjem, ki gradijo nove elektrarne s povečanimi plačili zmogljivosti na veleprodajnem trgu. Poleg tega takšni bloki niso sodelovali v CCM in so bili privzeto izbrani. Zdaj se bodo ob upoštevanju zaključka programa CSA na veleprodajnem trgu sprostila znatna sredstva, ki jih namerava vlada prerazporediti.
Ministrstvo za energetiko Ruske federacije kot glavne elemente programa CSA-2 imenuje konkurenčno izbiro projektov, za katere bodo veljale stroge kvote. V tej fazi se predlaga omejitev letne vložene zmogljivosti na največ 4 GW, da bi se izognili močnemu zvišanju cene zmogljivosti. Hkrati bo v izboru lahko sodelovala le generacija, ki je svoj park park izčrpala za vsaj 125 %, to pomeni, da je treba postajo uporabljati 25 % več, kot je njena življenjska doba. Tudi kazalnik povpraševanja po predmetu v zadnjih 2 letih mora biti vsaj 60%.
Izbor projektov za obnovo bo organiziran po konkurenčnih načelih, med katerimi bo glavno kumulativno znižanje stroškov projektov za potrošnike. Pri izbiri je treba upoštevati tudi stroške projekta glede na napovedani prihodek od prodaje toplote. Poleg tega bodo kmalu razvite standardne oblikovalske rešitve in njihova cena na podlagi neodvisnega strokovnega znanja. Hkrati se bodo udeleženci na trgu lahko oddaljili od standardnih rešitev in na lastne stroške uporabili dražje rešitve.
Tako kot v primeru prvega programa CSA namerava država nadzirati obveznosti proizvodnih podjetij za vložke in če bodo kršene, proizvajalci ne bodo mogli prejemati dodatnega plačila za zmogljivost. Če bo vključen v program, bo lastnik objektov dolžan upravljati opremo 15 let od datuma zagona. Donosnost naložbe se izvaja v istih 15 letih na podlagi osnovne stopnje donosa, ki jo določi država.
Glede na študijo Sklada za razvoj energije se najbolj kritična situacija, povezana z depreciacijo proizvodnje toplote, razvija v regijah Uralskega zveznega okrožja, kjer bo do leta 2020 48 % zmogljivosti SPTE (približno 7 GW) doseglo park. vir. Podobne težave strokovnjaki vidijo v južnem in Volškem zveznem okrožju, kjer bodo v naslednjih 5 letih potrebne naložbene odločitve za 43 % delujočih SPTE (2 oziroma 8,2 GW). Hkrati bo v 18 sestavnih subjektih Ruske federacije do leta 2020 delež zmogljivosti SPTE, za katere je treba sprejeti naložbene odločitve v naslednjih 5 letih, presegel 50 % obstoječega, ponekod pa bo dosegel 75 -87 %.
Tjumenska CHPP-1
Od mest Uralskega zveznega okrožja velike SPTE, v katere bi bilo mogoče vložiti sredstva v okviru CSA-2, delujejo v Čeljabinsku, Tjumnu in Jekaterinburgu. Med glavnimi kandidati za vključitev v program CSA-2 strokovnjaki imenujejo najstarejše termoelektrarne, ki pripadajo PJSC Fortum, PJSC T Plus in RUSAL: Bogoslovska TE (1944), Sverdlovsk SP (1932), Pervouralska TE (1956), Chelyabinsk CHPP-1 (1942), Chelyabinsk CHPP-2 (1962) in Tyumen CHPP-1 (1960),
Kot je za Pravda UrFO povedal direktor za gospodarstvo in toplotne enote PJSC T Plus Aleksander Vilesov, do leta 2035 bo zamenjava zahtevala približno 30-40 GW zastarelih toplotnih zmogljivosti po vsej Rusiji.
»Zelo pomembno in pozitivno je, da obstaja razumevanje potrebe po novi modernizaciji, ki se osredotoča na toplotne zmogljivosti. To je njegova temeljna razlika od programa CSA-1, ki je osredotočen izključno na trg električne energije. Pričakujemo, da bomo pri novem mehanizmu zelo resno sodelovali - imamo približno 3 GW zmogljivosti, o katerih se bo treba v bližnji prihodnosti odločiti, ali jih bomo razgradili ali posodobili. Posebna sestava novega programa posodobitve za PJSC T Plus in njegovi stroškovni parametri bodo izdelani po dokončnem sprejetju regulativnega okvira za nov mehanizem. Od tega je odvisen tudi vpliv na cene življenjskih potrebščin - a glede na to, da je program usmerjen na dolgi rok, je težko pričakovati kakršno koli eksplozivno rast, «je dejal top manager T Plus.
Kljub temu, kot je za Pravda UrFO pojasnil direktor Sklada za razvoj energetike Sergej Pikin, trenutno je zelo težko s 100% gotovostjo reči, kateri objekti že lahko zahtevajo delež kolača na račun WECM.
»Trenutno analizo stanja panoge bi moral opraviti sistemski operater UES. Prerazporeditev sredstev bo odvisna od tega, do kakšnih zaključkov bo prišel. Poleg tega je program v veliki meri osredotočen na povečanje učinkovitosti: nekatere sovjetske postaje lahko še vedno delujejo, vendar je njihova učinkovitost v primerjavi s sodobno opremo prenizka,« je dejal Sergej Pikin.
Prav tako še ni jasno, kolikšna obremenitev bo padla na potrošnike. Na podlagi zahteve predsednika Ruske federacije izvajanje CSA-2 ne sme povzročiti negativnih tarifnih posledic. A tudi če CSA-2 ne pripelje do zvišanja cene zmogljivosti, v panogi obstajajo številni dejavniki, ki bodo tako ali drugače pripeljali do prav takšnih posledic. Med njimi strokovnjaki imenujejo subvencioniranje Daljnega vzhoda, kolosalni zagon jedrske proizvodnje in objektov tako imenovane "zelene energije".
SPTE-1
Poleg tega udeleženci na trgu pravijo, da se o merilih, ki jih je pripravilo Ministrstvo za energetiko Ruske federacije, še razpravlja. »Spori potekajo o načelih in merilih za izbor: določeni so le glavni parametri, ki zahtevajo specifikacijo. Gre za to, da pogoji za vključitev v program niso diskriminatorni, tako da lahko vanj pride največje število predmetov, hkrati pa mlade postaje tam niso dovoljene, «je pojasnil vodja ene od proizvodnih podjetij. v dialogu s Pravdo UrFO.
MOSKVA, 13. februarja (BigpowerNews) — Toplotna proizvodnja je še vedno hrbtenica ruske elektroenergetike. Več kot 60 % inštaliranih zmogljivosti UES predstavljata SPTE in GRES, srednjeročno pa se njihov delež v energetski bilanci države ne bo bistveno spremenil. Termoelektrarne praviloma niso zasnovane za oskrbo velikih industrijskih porabnikov, večinoma se nahajajo v bližini naselij in so namenjene oskrbi z energijo, pogosto so mesta, ki tvorijo podjetja - glavni kraj dela prebivalstva, ki živi v naselje. Tako so od delovanja teh elektrarn odvisne zanesljiva oskrba z električno energijo stanovanjskih stavb, bolnišnic, šol, vrtcev, drugih javnih služb, pa tudi razpoložljivost delovnih mest za prebivalstvo, socialne razmere v regiji.
Hkrati je ruska flota proizvodnih zmogljivosti ena najstarejših na svetu, oprema pa se še stara. Več kot 30 % zmogljivosti za proizvodnjo toplote v Rusiji je že starejših od 45 let, moralno in fizično zastarelih, za katere je značilna nizka učinkovitost in slabša zanesljivost. Program CSA za TE je dejansko zaključen, v obratovanje je danih približno 30 GW, vendar se obseg proizvodnje toplotnih zmogljivosti vsako leto povečuje. Do leta 2021 je za razgradnjo že napovedanih 27 GW. Letni obseg dvigov že precej presega obseg vložkov.
Po različnih ocenah bi morala sredstva, sproščena po zaključku programa CSA 2021–2022, zadostovati za posodobitev 40 GW toplotne proizvodnje brez povečanja tarifne obremenitve odjemalcev nad inflacijo. Hkrati se aktivno lobira veliko različnih dragih investicijskih projektov v energetskem sektorju. Kam naj gre potrošniški denar? Na primer, vsaka kWh, proizvedena v posodobljeni termoelektrarni, tudi ob upoštevanju potrebe po povračilu naložb investitorjem, bo potrošnike stala veliko manj kot sončna proizvodnja. Termoelektrarne so po skupnih stroških še vedno eden najcenejših virov električne energije za odjemalce. Odsotnost ciljno usmerjenega programa za podporo toplotne proizvodnje bo povzročila potrebo po izgradnji novih zmogljivosti že srednjeročno in za povsem drugačne stroške.
Toplotna proizvodnja je zdaj najučinkovitejša in najbolj potrebuje podporo.
Program CSA-1 v toplotni proizvodnji je omogočil ohranjanje stopnje rasti cene WECM pod inflacijo in pod ceno plina. Izvajanje programa CSA-2 v toplotni proizvodnji bo za potrošnike najbolj uporabno in učinkovito.
Regulatorji energetskega trga se niso strinjali glede tega, ali naj podaljšajo končni program pogodb o dobavi zmogljivosti (CDA), ki zagotavljajo donosnost naložbe v novo proizvodnjo s povečanimi plačili potrošnikom. Ministrstvo za gospodarstvo je proti nadaljevanju CSA, vendar meni, da je nujno, da panoga ohrani povišano raven plačil, ki jih trenutno prejemajo energetske družbe. Zvezna protimonopolna služba in ministrstvo za energijo ne izključujeta možnosti podaljšanja CSA, potrošniki pa vztrajajo pri njihovem dokončanju in zavračanju kakršnih koli alternativ.
Ministrstvo za gospodarstvo predlaga opustitev razširitve mehanizma za privabljanje naložb v posodobitev elektrarn s sklenitvijo novih CSA, namestnik direktorja Oddelka za državno tarifno regulacijo, infrastrukturne reforme in energetsko učinkovitost ministrstva za gospodarstvo Jevgenij Olkhovich je rekel včeraj. A hkrati ministrstvo predlaga ohranitev povečanih plačil za zmogljivost tudi po izteku veljavnosti obstoječih CSA. "Menimo, da je treba denarno ponudbo, ki se pošilja v sektor v obliki CSA, ohraniti, vendar je treba pripraviti nove mehanizme, v skladu s katerimi se bo ta razdelil," je pojasnil gospod Olkhovich. Med možnostmi, ki jih obravnava Ministrstvo za gospodarstvo, so zvišanje cene konkurenčnega odvoda moči (CTO), povečanje nestanovitnosti cen na trgu električne energije (na trgu dan vnaprej - DAM), vključno z morebitno , zaradi višje indeksacije plinskih tarif. V tem primeru bodo tržne cene igrale veliko vlogo pri dobičku energetskih podjetij, je dejal uradnik.
Mehanizem CSA, ki proizvajalce zavezuje k gradnji novih termoelektrarn in posodobitvi starih po načrtu, ki ga je odobrila vlada, je začel delovati leta 2010. V skladu s CSA proizvodna podjetja prejemajo povečane pristojbine za zmogljivost za 10 let. Večina CSA projektov je že zgrajenih oziroma bi jih morali uvesti pred koncem leta, povišano plačilo začne prihajati po zagonu elektrarne. Vrhunec plačil bo v letih 2021-2022, vendar bodo do leta 2026 izginila. Po besedah Natalije Porokhove iz ACRA bo v letih 2020–2026 zmanjšanje celotnega plačila za CSA znašalo več kot 200 milijard rubljev. na leto, kar je enakovredno znižanju cene za končnega uporabnika za 10 %. Ohranjanje tega denarnega toka je postalo ključna točka v sporu, ki je nastal med regulatorji in potrošniki.
Ali je vredno sklepati nove CSA (mehanizem "CDA-stroke", ki vključuje nove obsežne naložbe v modernizacijo termoelektrarn), se prepira že leta. Oktobra je Bela hiša ministrstvu za energijo, ministrstvu za gospodarstvo in Zvezni protimonopolni službi naročila, naj do 1. decembra razvijejo posodobitvene ukrepe z uporabo analoga CSA. Ministrstvo za energetiko še ni opustilo ideje o razširitvi CSA, razmišlja pa tudi o dveh dodatnih mehanizmih za zbiranje sredstev za posodobitev: CCM in mehanizmu za jamstvo za naložbe (IGI), je včeraj povedal namestnik ministra Vjačeslav Kravčenko. "Izberete lahko niti enega mehanizma, ampak več," je dejal. Ministrstvo za energetiko bo po njegovih besedah končno stališče oblikovalo v letu 2017. V FAS so za Kommersant povedali, da podpirajo tudi razvoj mehanizma za spodbujanje modernizacije in zagona proizvodnih zmogljivosti. A "predlagani mehanizem ne bi smel povzročiti prevelike obremenitve potrošnikov," pravijo v službi in dodajajo, da bi moralo postati koordinator dela ministrstvo za energetiko.
Proizvodne družbe menijo, da bi se moral pritok sredstev v panogo nadaljevati. Programa CSA ne bi smeli podaljšati, pravijo v Sibirski proizvodni družbi (SGK), ampak mora industrija zagotoviti denarni tok in posodobitev. »Praksa je pokazala, da mehanizem CSA zaradi pretiranega nadzora ni bil dovolj učinkovit,« pravijo v SGC. »Tržne mehanizme moramo razviti tako, da se panoga sama sama odloča, kam se bo premaknila in kaj izvajala, brez dodatne regulacije. ” Toda nemogoče je ohraniti prihodke v industriji na tržen način, to so medsebojno izključujoči pogoji, pravi Vasilij Kiselev, direktor Združenja "Skupnost odjemalcev energije": "Ni ciljev za zbiranje denarja in resnične ocene potreba po zmogljivosti, zato za pobudo ni vidna nič drugega kot želja po varčevanju denarnega toka." V združenju menijo, da imajo dobavitelji električne energije že mehanizem za ustvarjanje investicijskega potenciala v obliki dolgoročne KOM (formira tarifno raven za štiri leta vnaprej).
Natalya Porokhova meni, da sta močno povečanje deleža pristojbin za CSA v ceni končnega potrošnika in presežek na energetskem trgu zmanjšala pomen razvoja novih mehanizmov za privabljanje naložb za regulatorja. Toda potreba po njih ostaja velika, saj je investicijski razcvet zadnjih let prizadel le 15 % zmogljivosti, ugotavlja strokovnjak.
Pogodbe za dobavo zmogljivosti so izpolnile glavno nalogo: v Rusiji ni nevarnosti pomanjkanja proizvodnje. Razcvet CSA je prinesel nepričakovano težavo - zmogljivosti je bilo preveč, danes pa trg skrbi razgradnja in ne zagon energetskih enot. Toda prej ali slej bo v Ruski federaciji treba izvesti nov krog vlaganj v proizvodnjo in kakšen bi lahko bil nov mehanizem "po CSA", je v naši temi.
Odziv na grožnjo
Sistem pogodb za dobavo zmogljivosti CSA je bil razvit kot odgovor na grožnjo pomanjkanja energetskih zmogljivosti v gospodarstvu. Morda le leni niso slišali za "križ Chubais": graf, ki je pokazal krizo z razpoložljivostjo proizvodnih zmogljivosti že v drugi polovici 2000-ih.
Leta 2006 je rast porabe energije znašala 4,6 %, kar je v zgodovini nove Rusije brez primere. »Ta številka je bila vzeta kot napoved, Splošna shema umeščanja elektroenergetskih objektov pa je odobrila povprečno 4,3-odstotno letno rast. Do leta 2014 bi morala poraba narasti za 40 % v primerjavi z letom 2007,« se je na konferenci ruske energetike spomnila Alexandra PANINA, članica nadzornega sveta Sveta trga NP.
Na podlagi te napovedi je bil oblikovan program izgradnje novih zmogljivosti, ki so ga skupaj z nadzorom v proizvodnih podjetjih prodali investitorjem. Država je v sistemu CSA investitorjem zagotovila dokaj hitro in donosno povračilo naložbe, hkrati pa je uvedla sistem kazni za nepravočasno dobavo zmogljivosti. CSA so spodbudile resno naložbeno dejavnost v industriji: na vrhuncu leta 2011 so letne naložbe v razvoj proizvodnje dosegle 603,2 milijarde rubljev. Skupno je bilo v obdobju 2008-2014 po podatkih Ministrstva za energetiko v izgradnjo novih proizvodnih zmogljivosti v Rusiji vloženih več kot 3,6 bilijona rubljev. Posledično se je v dokaj kratkem obdobju inštalirana moč energetskega sistema države povečala za več kot 20 GW samo zaradi projektov CSA.
Zadnja stran medalje
Toda poleg tega je razcvet CSA prinesel nepričakovano težavo: bilo je preveč zmogljivosti. Dejstvo je, da se je dejansko stanje močno razlikovalo od napovedi. Po načrtih, po katerih je bil oblikovan program CSA, naj bi poraba električne energije v letu 2014 znašala 1.380 milijard kWh. Dejansko je bilo v zadnjih nekaj letih povpraševanje na ravni 1060 milijard kWh. "Dejstvo je bistveno odstopalo od načrta: razlika med napovedjo za leto 2008 in dejstvom porabe električne energije v letu 2014 je bila 30 %, kar je enako letni proizvodnji 61 GW TE s faktorjem zmogljivosti 60 %," Aleksandra PANINA je rekel. Po podatkih NP Skupnosti odjemalcev električne energije je presežna zmogljivost danes približno 20 GW.
Več kot
20 GW je povečalo inštalirano zmogljivost energetskega sistema države samo zaradi projektov CSAPrevelika proizvodnja je nedonosna niti za porabnike niti za proizvajalce. Potrošniki so prisiljeni plačati za presežek. Generatorji trpijo na dveh frontah: prvič, zaradi presežka zmogljivosti se zniža cena na konkurenčnem izboru (KOM za leto 2016 je povzročil znižanje tehtane povprečne cene v prvem cenovnem območju za 7,8 % glede na leto 2015). In drugič, velika količina poceni ponudbe blokov DPM vpliva na ceno na trgu za dan vnaprej (DAM). Tako po ocenah sistemskega operaterja danes več kot 20 GW odda vloge za določanje cen za DAM, torej so generatorji pripravljeni delovati za vsako ceno, tudi z izgubo.
Gremo kasneje
Do danes je treba v okviru programa CSA zagnati še 7,6 GW zmogljivosti, proizvodne družbe pa delajo vse, da bi povečale učinkovitost preostalih projektov. Začeli smo z izmenjavo projektov med seboj. Letos je T Plus (prej IES-Holding) prenesel obveznosti za Novobereznikovsko SPTE na Tatar Generating Company. Inter RAO je zainteresiran za prevzem obveznosti CSA za blok 10 Serovske GRES od Gazprom Energoholdinga in gradnjo zmogljivosti na svojem mestu v Verkhny Tagilu. Po drugi strani pa se skušajo z regulatorji pogajati o premikanju rokov za zagon v desno in opustitvi glob. "Obseg želenih prenosov je več kot 4,5 GW," so za Energy Without Borders povedali iz Združenja NP Market Council. Novembra je postalo znano, da je Gazprom Energoholding (GEH) na splošno pripravljen opustiti enega od projektov CSA in v zameno zahtevati oprostitev glob za druge objekte. O tem vprašanju so razpravljali s podpredsednikom vlade Arkadijem DVORKOVIČEM, v gradivu za sestanek je bilo rečeno, da bi morala SID v primeru odpovedi CSA vrniti prejeta sredstva za nove gradbene projekte pri nakupu sredstev. Po poročanju Kommersanta bi bilo treba približno 13 milijard rubljev, "po logiki sistema CSA, zaseči z pobiranjem tako imenovane kazni za izdajo" v korist potrošnikov na energetskem trgu.
Vprašanja razveljavitve ali spremembe CSA so vedno postavljena na najvišjo raven: obveznosti so določene z vladno uredbo, za njihovo spremembo pa je potreben ustrezen akt. Poleg tega potrošniki sodelujejo pri pogodbah kot ena od strank – dogovoriti pa se morajo tudi o parametrih za spremembo obveznosti. »Ta tema ni le v sferi odločanja vlade ali ministrstva, ampak je v nekem smislu to vprašanje, na katerega bi moral odgovoriti trg, saj so sporazumi DPM dvostranski in v ta proces so vključeni tudi potrošniki, ” je v intervjuju za TASS pojasnil namestnik ministra za energetiko Aleksej TEKSLER.
Moor je opravil svoje delo
Program CSA je z vsemi pomanjkljivostmi omogočil uspešno uresničitev zastavljenega cilja, da je v TE zagnal več kot 20 GW proizvodnih zmogljivosti, vključno s fleksibilno opremo. Nevarnost pomanjkanja zmogljivosti ("križ Chubaisa") je zdaj stvar preteklosti, pravijo strokovnjaki.
Yuzhnouralskaya GRES-2 je postala eden od projektov, ki jih izvaja skupina Inter RAO v sistemu CSA. Dva agregata nove postaje sta bila zagnana v letu 2014, februarja in novembra, inštalirana moč GRES-2 pa je zdaj 834 MW.
Pred izvedbo investicijskega programa za izgradnjo nove postaje je v bližnjem območju delovala Južnauralska GRES - ena prvih termoelektrarn v državi z projektno močjo 1000 MW, ki je bila zagnana leta 1952. Danes je instalirana električna moč elektrarne manjša od projektne: 782 MW. Že več kot pol stoletja, ki regiji zagotavlja energijo, postaja delno ni več izpolnjevala sodobnih zahtev.
Zagon nove elektrarne v srednjeročnem obdobju bo omogočil razgradnjo neučinkovitega neenotnega dela opreme Yuzhnouralskaya GRES brez izgube, brez zmanjšanja obsega proizvodnje električne energije in skupne instalirane zmogljivosti. Od leta 2016 bo prenehala delovati četrta turbinska enota z močjo 35 MW.
»V glavnem delu UES lahko pričakujemo investicijsko pavzo v toplotni proizvodnji. Vsa proizvodna podjetja nameravajo v bližnji prihodnosti zmanjšati naložbene programe za 30–50 % glede na raven 2014–2015,« je za Energy Without Borders komentirala Natalya POROKHOVA, glavna strokovnjakinja Centra za gospodarsko napovedovanje Gazprombank. Novi zagoni so načrtovani le v jedrski energetiki in v nekaterih regijah, kjer je za razvoj energetskega sistema potrebno reševati lokalne probleme - na Daljnem vzhodu, v Kaliningradu.
Vlada je leta 2014 razmišljala o razvoju energetike v Kaliningradu. Regijo je bilo treba narediti energetsko neodvisno: sosednje države so se začele bati možnosti zavrnitve vzporednega delovanja energetskih sistemov, kar bi lahko povzročilo težave z oskrbo regije z energijo. Oktobra letos so potrdili seznam proizvodnje, ki bo tam zgrajena pred letom 2019 - tri plinske termoelektrarne in ena elektrarna na premog skupne moči do 1 GW. Za financiranje so pripravili shemo, podobno CSA, vendar z mehkejšimi pogoji za vlagatelja (to je LLC Kaliningrad Generation, hčerinska družba Rosneftegaza). Te zmogljivosti bodo subvencionirane s premijo na ceno zmogljivosti Inter RAO – elektrarn za odjemalce prvega cenovnega območja.
Viri financiranja projektov energetske gradnje na Daljnem vzhodu še niso dogovorjeni (z izjemo 50 milijard rubljev proračunskih sredstev, ki jih vlada namenja neposredno RusHydru). Ministrstvo za razvoj ruskega Daljnega vzhoda je tako kot v Kaliningradu predlagalo, da se obremenitev prenese na veleprodajni trg, a proizvajalci, potrošniki in regulatorji energetskega trga temu nasprotujejo. "Nemogoče je več obremeniti veleprodajni trg," je oktobra dejal Maxim BYSTROV, vodja Sveta trga.
Ne vhod, ampak izhod
Zagon novih zmogljivosti v času stagnacije porabe električne energije ustvarja pogoje za oddih regulatorjem v industriji, menijo strokovnjaki. "Presežek zmogljivosti v UES omogoča razgradnjo najbolj dotrajanih proizvodnih zmogljivosti, razvoj novih mehanizmov za privabljanje naložb v proizvodnjo pa je zdaj mogoče mirno, ne v izrednih razmerah," Aleksej FADDEEV, analitik na Inštitutu. za probleme naravnih monopolov (IPEM), je povedal Energija brez meja.
Dejansko trenutno najbolj pereče vprašanje v sektorju ni uvajanje novih, ampak umik starih. Po besedah Alexandra PANINA bo v letu 2016 na veleprodaji več kot 17 GW presežnih zmogljivosti. Ministrstvo za energetiko se z generatorji pogovarja o različnih možnostih za razgradnjo in umik elektrarn (soglasja še ni bilo). Toda pravila za izvajanje PTO že spodbujajo dobavitelje k umiku električne energije iz veleprodaje. "V novem modelu KOM je cena zmogljivosti višja, manjši je odvzeti znesek, zato imajo dobavitelji neposredno spodbudo k zmanjšanju obsega dobave, prenehanju delovanja ali razgradnji neučinkovitih zmogljivosti, ki ustvarjajo izgubo," so sporočili iz Sveta trga.
Rezultati CCM so pokazali, da za leto 2016 za izbor proizvodnih podjetij niso zaprosili za 4 GW, kar je verjetno znesek, ki ga želijo odvzeti. Gazprom Energoholding je objavil načrte za razgradnjo 1,5 GW. Inter RAO namerava z letom 2016 ustaviti 831 MW in razmišlja o možnosti razgradnje še 3,7 GW, je oktobra povedal Timur LIPATOV, generalni direktor Inter RAO - Power Generation Management.
Išče se naložba
A problem ni rešen za vedno: po mnenju Energetskega inštituta. Krzhizhanovsky, starost več kot 52% toplotne proizvodnje UES Rusije presega 30 let, 7% postaj pa je še starejših. SPTE se starajo in slej ko prej jih bo treba zamenjati z novimi. Poleg tega osnutek energetske strategije do leta 2035 predvideva, da se mora proizvodnja v Rusiji do leta 2035 povečati za 30–60 GW (nekatere so jedrske elektrarne in hidroelektrarne). Dokument govori tudi o potrebi po razvoju novega mehanizma za privabljanje naložb v elektroenergetsko industrijo in oskrbo s toploto, "da bi racionalizirali investicijski proces v letih 2016-2020 in naslednjih letih".
Kaj bi torej lahko bil ta mehanizem? Prvič, mora nadomestiti naložbe v izgradnjo proizvodnje v bližnji prihodnosti, meni Aleksej FADDEEV. Drugič, zagotoviti sprejemljivo zvišanje cen, ki bo omogočilo izpolnjevanje dinamike končnih stroškov električne energije, ki jih je navedlo Ministrstvo za gospodarski razvoj. Tretjič, spodbujati konkurenco med proizvodnimi podjetji in biti dolgoročne narave. »Mehanizem DPM je izpolnjeval le prva dva pogoja. Šlo je za enkratno akcijo in med proizvodnimi podjetji ni bilo konkurence: postavili so jih pred izdelan seznam objektov, ki bi jih moralo zgraditi vsako privatizirano podjetje,« se spominja strokovnjakinja.
Kot osnovni pristop je po njegovem mnenju mogoče uporabiti mehanizem jamstva za naložbe MGI, o katerem so razpravljali do začetka leta 2010. Potem se je predpostavljalo, da bodo regulatorji (ministrstvo za energetiko, sistemski operater itd.) določili potrebno količino rezerve moči, lokacije za gradnjo proizvodnih objektov in čas zagona, kot v mehanizmu CSA. Poleg tega je treba določiti mejne stroške projekta. MGI je bil razvit kot tržno orodje: za vsak gradbeni projekt je bilo treba licitirati med proizvodnimi podjetji v obliki dražbe z znižanjem cene. Teoretično je tak mehanizem dolgoročen: vsako leto je mogoče izvesti podobna natečaja za različne lokacije, kot je to trenutno za objekte za proizvodnjo energije iz obnovljivih virov. "Tako koncept MHI izpolnjuje vse štiri opisane zahteve in je v sodobnih razmerah najbolj zaželena rešitev," pravi Alexey FADDEEV.
Natalia POROKHOVA pa meni, da bo ob stabilizaciji gospodarskih razmer modernizacija postala glavna smer naložb v toplotno proizvodnjo, kar bo povečalo učinkovitost večine zmogljivosti.
Pred nekaj leti so se proizvodne družbe skušale z vlado pogajati o posodobitvi na račun potrošnikov (to je, da bi povrnili naložbe zaradi dodatne obremenitve veleprodajnega trga). Toda danes veletrgovec že "poka po šivih" zaradi vseh obveznosti, ki so mu bile dodeljene - toplotna CSA, CSA jedrskih elektrarn in hidroelektrarn, "prisilni generatorji", Kaliningrad. Zato je zelo malo verjetno, da se bodo regulatorji strinjali z dodajanjem posodobitve veleprodaji. Proizvodna podjetja bodo torej morala to storiti sama, vodena po tržni logiki. Na primer, Inter RAO - Power Generation Management izvaja ciljno usmerjeno delo za izboljšanje učinkovitosti obstoječe opreme, vključno s tistimi elementi, ki jih je v trenutnih tržnih razmerah donosno izvajati v investicijskih programih za obnovo in posodobitev.
»Investicijski oddih« v elektroenergetiki in javna razprava o energetski strategiji do leta 2035, ki je v teku, je najprimernejši čas za oživitev razprave o tem, kaj bo (in bo prišlo) nadomeščalo DPM.
Pred skoraj dvema letoma je energetsko podjetje TGK-16 vodil Eduard Galeev, ki je pred tem deloval kot direktor RDU Tatarstana. V tem času je podjetju uspelo izvesti pomemben projekt ne le za republiko, ampak za vso državo - zagnati edinstveno 400 MW elektrarno v Kazanski CHPP-3. Realnoe Vremya se je odločila povprašati novega direktorja, kakšne druge rezultate je podjetje uspelo doseči. Eduard Galeev je v intervjuju spregovoril o spremembah na postajah, novem načinu delovanja in reformi panoge.
"Tarife TGK-16 so bile in ostajajo nižje od tarif Tatenerga"
- Eduard Gennadievich, minili sta skoraj dve leti, odkar ste prevzeli mesto vodje TGC-16. Kakšne rezultate sta vam in TGC-16 uspela doseči v tem času?
To obdobje je bilo za TGC-16 zelo intenzivno in precej uspešno. Leto 2017 smo zaključili z dobičkom v višini več kot 2 milijardi rubljev. Mislim, da so se rezultati izkazali za precej dobre, še posebej glede na to, da naše tarife za toploto ostajajo najnižje v Tatarstanu. Paradoksalno je, da je od ustanovitve TGC-16 minilo skoraj osem let, naše tarife pa še vedno ostajajo pod ravnjo, na kateri so industrijska podjetja republike kupovala toploto od Tatenerga pred letom 2010, in ostajajo najnižje v Republiki Tatarstan.
Nizke tarife so našim potrošnikom omogočile povečanje proizvodnje in s tem povečanje porabe energije. Hkrati, če govorimo o podjetjih skupine TAIF, potem rast porabe energije poteka v ozadju njihovih nenehno izvajanih ukrepov za varčevanje z energijo. Proizvodne zmogljivosti se izboljšujejo, zmanjšujejo se koeficienti porabe toplotne energije, zmanjšujejo se toplotne izgube skozi toplotno izolacijo toplotnih cevi. Kljub temu se je dobava toplote odjemalcem z izpušno paro iz parnih turbin v preteklih letih na postajah TGC-16 povečala za več kot 25 %. To je posledica dejstva, da se je proizvodnja izdelkov v obstoječih proizvodnih obratih industrijskih podjetij povečala, zagnani so bili novi proizvodni objekti, proizvodnja potrebne toplotne energije pa je bila v celoti prenesena na KTETs-3. Lastne kotlovnice podjetij so zaprle in ustavile.
- Kljub nekaterim težavam je leto 2017 za podjetje še vedno prelomno. Plinska turbinska enota, ki je bila lansirana poleti, je postala pomemben mejnik tako za TGC-16 kot nedvomno za energetsko industrijo Tatarstana. Kako zdaj deluje turbina?
- Vsekakor je prva polovica leta 2017 za našo celotno ekipo minila pod znakom zaključka projekta izgradnje plinske turbine na KTETs-3. V ta projekt smo vložili veliko truda in energije. In s skupnimi močmi z General Electricom (našim generalnim izvajalcem) smo uspeli dokončati gradnjo agregata, ga sproti v komercialno obratovanje in pokazati želene rezultate. Poleg tega smo glede na rezultate testiranja uspeli pridobiti parametre pogonskega agregata, ki so bili višji od pogodbenih. Namesto v pogodbi določenih 389 MW ima plinska turbina povprečno obremenitev 405 MW. V procesu zagona je pri ustreznih temperaturah okolice moč plinske turbine dosegla 425 MW. Razveseljivo je, da so tehnični in ekonomski parametri plinske turbine stabilni in izpolnjujejo vse standarde in specifikacije, izkoristek soproizvodnje toplote in električne energije pa dosega 85%.
Roko na srce, priznam, smo imeli nekaj navdušenja nad projektom. Običajno je po izkušnjah naših kolegov iz drugih energetskih podjetij ob uvajanju tako kompleksne opreme, predvsem čisto nove opreme, dolgotrajno obvladovanje in prilagajanje, veliko je izklopov in okvar v sili. Nočem zafrkavati, vendar se je izkazalo, da je obdobje "otroških bolezni" naše elektrarne precej kratko. Zdaj stroj deluje zanesljivo. Moramo se pokloniti GE, naša namestitev je pod stalno podporo inženirskega centra podjetja, vsa vprašanja in težave se takoj upoštevajo po shemi "24 ur na dan, sedem dni v tednu" in izdajo priporočila za rešitev jih čim prej. Poleg tega prejemamo veliko proaktivnih priporočil, da bi delovali preventivno in se izognili izrednim razmeram. Za to smo namestili posebej razvit programsko-strojni kompleks za napovedno analitiko, ki je del platforme Predix, ki jo je GE na novo razvil v okviru koncepta Industry 4.0. Zdaj že razmišljamo, kako bi naš stroj še izboljšali, da bi preprečili zmanjšanje njegove moči v vročem obdobju. Upamo, da bomo do konca aprila prejeli konkretne predloge od GE. Poleg tega dolgoročni načrti vključujejo posodobitev pretočne poti turbine za povečanje inštalirane zmogljivosti in učinkovitosti plinske turbine.
Proizvodnja električne energije se je skoraj potrojila
- Med predstavniki energetike je dovolj sporov, da takih projektov ni mogoče povrniti brez dodatnih podpornih mehanizmov. Predvsem brez programa CSA (Pogodba o dobavi zmogljivosti je poseben netržni mehanizem, namenjen zagonu novih proizvodnih objektov. Predpostavlja sklenitev agencijskih pogodb s strani dobaviteljev in kupcev. S sklenitvijo pogodbe dobavitelj prevzema obveznosti za gradnjo in zagon novih proizvodnih objektov, dobavitelju pa je zagotovljeno povračilo stroškov za izgradnjo proizvodnih objektov s povišanimi stroški električne energije, ki jih plača odjemalec – prim. Kako ti je uspelo?
- Dejansko nam veliko kolegov postavlja vprašanja: "Zakaj ste se vključili v to?" in »Kako boste plačali za projekt?« Tukaj je vse jasno in pregledno. Pred vstopom v projekt so bila opravljena resna dela za optimizacijo tehnološke sheme novega agregata, njegove integracije z obstoječo elektrarno, pa tudi stroškov njegove izgradnje. To je bilo pomembno, da zagon nove opreme ne postane neznosno breme za odjemalce toplote in tudi za čim boljšo optimizacijo stroškov njene izdelave. Pogajanja s potencialnimi izvajalci niso bila enostavna, vendar smo lahko našli obojestransko sprejemljive pogodbene parametre. Zato smo lahko dobili ugodno ceno. Cena na enoto našega projekta je bila 535 evrov na kilovat. Pri tem se upoštevajo obresti za fazo naložbe in stroški sheme distribucije električne energije. To je postalo mogoče zahvaljujoč skrbnemu načrtovanju investicijskega projekta. In, kot pravijo, je rezultat očiten. Kot se šalijo naši kolegi iz drugih energetskih sistemov, so stroški projekta plinske turbine v KTETs-3 neprimerno nizki.
Poleg tega ni skrivnost, da je zelo velik delež stroškov pri delovanju pogonskih enot s plinskimi turbinami stroški njihovega vzdrževanja in popravil. Zato je bilo že v fazi pogajanj o pogodbi o EPC pogodbi (EPC - gradnja na ključ, - op. urednika) odločeno, da se takoj določi strošek storitve. Posledično smo se uspeli dogovoriti in določiti stroške in obseg storitev plinske turbine na optimalni ravni za nas in generalnega izvajalca za naslednjih 10 let. Hkrati smo uspeli prepričati naše partnerje, da vse spremembe opreme in delov, ki jih je treba izvesti na plinski turbini za zagotovitev njene zanesljivosti, v garancijskem roku izvajamo na stroške izvajalca. Hkrati nam zagotavlja kazalnike zanesljivosti GTU. Vse to je omogočilo znatno optimizacijo stroškov življenjskega cikla GTU in stroškov njegovega vzdrževanja. Posledično smo prejeli kazalnike povračila projekta, ki so sprejemljivi za delničarja družbe.
- Od lansiranja turbine je minilo več kot šest mesecev. Kako se je v tem času spremenilo delo postaje?
- Že zdaj lahko rečemo, da smo v letu 2017 v Kazanski SPTE-3 proizvedli dvakrat in pol več električne energije kot v enakem obdobju leta 2016. In to v ozadju približno enake toplotne proizvodnje iz Kazan CHPP-3 kot v preteklem letu. Žal nam še ni uspelo povečati oskrbe s toploto s toplo vodo prebivalcem Kazana na raven vsaj 1,5 milijona Gcal na leto, kot je bilo pred nekaj leti. Kljub temu negativnemu dejavniku se je učinkovitost našega obrata izboljšala za več kot 30 %. Tako je specifična poraba standardnega goriva za oskrbo z električno energijo na postaji kot celoti (količina porabljenega goriva za proizvodnjo ene kilovatne ure električne energije – op. ur.) konec leta 2016 znašala 310 gramov na kilovatno uro. , zdaj pa imamo skupaj lani 244 g/kWh. Kazalnik povprečne letne specifične porabe same plinske turbine je približno 156 g/kWh. In to kljub dejstvu, da je turbina v komercialnem obratovanju šele od 1. junija. Upamo, da bodo letos naši rezultati še boljši.
Želim opozoriti, da bi bile razmere na KTET-3 zelo težke, če bi zamujali z začetkom in izvedbo tega projekta. Dejstvo je, da cene električne energije na veleprodajnem trgu z električno energijo zadnjih nekaj let ne rastejo niti ob naraščajočih cenah goriv, v letu 2017 pa so na splošno močno padle. To je posledica zagona novih učinkovitih zmogljivosti v ruskem energetskem sistemu, prehoda energetskih podjetij na fizično metodo delitve stroškov pri oblikovanju stroškov toplote in električne energije ter dolgega obdobja poplav v letu 2017. Poplava je bila dolga, poletje pa deževno, zato se je velik dotok rek porečja Kama-Volga dejansko končal šele avgusta. Zaradi tega se je na trgu povečal delež proizvodnje električne energije iz hidroelektrarn. Posledično se je cena električne energije na veleprodajnem trgu v tem obdobju znižala v povprečju za 100 rubljev na MWh. Velja povedati, da trenutno ni nič skupnega s specifičnimi stroški oskrbe z električno energijo nad 300 g / kWh na veleprodajni (veleprodajni trg električne energije - op. ur.), brez visoko učinkovite proizvodne zmogljivosti KTET-3 pa je bi težko konkurirali na trgu električne energije.
- Ker govorimo o učinkovitosti termoelektrarn, si ne morem kaj, da ne bi vprašal, kako vidite reformo oskrbe s toploto?
- Ta tema mi je bila vedno blizu, pa tudi vprašanja proizvodnje električne energije. Med delom v dispečerski službi energetskega sistema Tatarstana smo se ukvarjali z načrtovanjem načinov delovanja elektrarn ob upoštevanju njihove oskrbe s toploto, saj je naloga RDU prav zagotoviti največjo proizvodnjo električne energije v kombiniranem način. Seveda je med drugim v bistvu odvisno od pravilno sestavljene sheme za porazdelitev toplotnih obremenitev ogrevalnega omrežja med elektrarnami in hidravličnega režima samih ogrevalnih omrežij, optimalnega razmerja temperature direktnih in povratnih ogrevalnih sistemov. .
Zdaj po mojem mnenju prihaja do tektonskih premikov v zakonodaji o oskrbi s toploto. Po eni strani morajo zagotoviti transparentnost oblikovanja cen, hkrati pa nosijo tudi določena tveganja. Pravilnost naših strahov lahko opazimo že na primeru situacije z nakladanjem SPTE-3 v Kazanu, ko enotna organizacija za oskrbo s toploto (UTO), ki dejansko uporablja svoj prevladujoči položaj, vplete v samovoljo in si dovoli kršiti zakon, ki namesto vira nalaga lastne kotlovnice s kombinirano proizvodnjo toplote in električne energije, kjer je poleg tega tarifa za vsaj 30 % nižja. V zvezi s tem je med drugim v vsakem konkretnem primeru, v vsaki posamezni občini pomembno najti natančno shemo interakcije med ETO in drugimi udeleženci na trgu oskrbe s toploto, tako da se lahko brez kakršnega koli priročnika oblikujejo natanko tržni pogoji. nadzor.
Če vzamemo na primer Kazan, potem je pomembno najti shemo interakcije med akterji termalnega trga, ki načeloma izključuje konflikte, kot so sedanji. Po mojem razumevanju in razumevanju mojih kolegov bi bila lahko optimalna razdelitev dejavnosti v Kazanu za proizvodnjo toplotne energije in njen transport, podobna tisti, ki je bila sprejeta v elektroenergetiki. Ogrevalna omrežja je torej treba ločiti v ločeno podjetje s precejšnjim deležem v lasti občine, ki bo na koncu odgovorna za kakovostno oskrbo s toploto svojih prebivalcev. Podjetja za proizvodnjo toplote bodo tekmovala za prodajo toplote iz svojih virov toplote po najbolj optimalnih cenah. Nato bodo takoj začeli delovati mehanizmi za optimizacijo njihove strukture, odstranjevanje presežnih in zastarelih energetskih kapacitet, kotlovnic itd.
Poleg tega bo omogočila razširitev omrežij daljinskega ogrevanja z združevanjem z lokalnimi izoliranimi omrežji. Poleg tega bo ostalo brez dela ogromno kotlovnic, saj bo podjetje za toplotno omrežje zainteresirano za razvoj toplotnih omrežij in povečanje odkupa toplote iz cenejših virov toplote. Zelo pomembno je razviti mehanizme, ki bi UTO strogo zavezovali k izpolnjevanju obveznosti za razvoj sistema oskrbe s toploto in izvajanju investicijskih programov. ETO mora razviti toplotna omrežja. To je pomembno, da povečamo obremenitev elektrarn in jo dosežemo do maksimuma. Pomembna je vloga tako občinskih organov kot Zvezne protimonopolne službe. Do maja-junija naj bi izšli vsi potrebni podzakonski akti. Organizacija za enotno oskrbo s toploto, ki bo ob prehodu na novo oblikovanje cen po principu alternativne kotlovnice dobila velika pooblastila, bi morala dobiti tudi veliko plast odgovornosti, ki jo določa posodobljena shema oskrbe s toploto. Razumeti morate, da vam status ene same organizacije za oskrbo s toploto nalaga določeno stopnjo odgovornosti in ne le trdnih bonusov.
"DPM ni edino zdravilo"
- Eduard Gennadievich, dolgo ste delali na republiškem oddelku Tatarstana. Zdaj ste vodja podjetja, ki oskrbuje s toploto in električno energijo velika industrijska podjetja republike. V zvezi s tem je zanimiva vaša vizija prihajajočega programa CSA-2 v energetskem sektorju. Kako bi to ocenili?
- Potrebna je posodobitev zmogljivosti ruske elektroenergetike. Ne prepiraj se s tem. Edino vprašanje je, kateri mehanizmi so ustvarjeni za to posodobitev. Ni skrivnost, da je bilo v času prvega programa CSA veliko elektrarn zgrajenih na mestih, kjer jih dejansko niso potrebovali. Drugi program bi moral te napake upoštevati in se jim izogniti.
Glavna težava PDM-1 je bila, da je bil popolnoma odrezan od trga toplotne energije. Posledično so bile zgrajene tudi proizvodne zmogljivosti tam, kjer skoraj ni povpraševanja po električni in toplotni energiji. Zdaj so ti sodobni bloki v prostem teku ali premalo obremenjeni. Po podatkih Sveta odjemalcev električne energije ima četrtina agregatov, zgrajenih po programu CDA-1, faktor izkoriščenosti inštaliranih zmogljivosti pod 40 %! Poleg tega so se stroški projektov izkazali za zelo visoke. To je posledica dejstva, da CSA niso določili mejnih stroškov za projekte, temveč so določili le specifične kazalnike stroškov gradnje na kilovat instalirane moči, ki so udobni za proizvodna podjetja, in tarife za zmogljivost, ki več kot pokrivajo vse možne in nemogoče stroške. Vse to je zelo obremenilo potrošnika. Poleg tega se pri tarifah zmogljivosti nenehno uvajajo različna dodatna dajatev: za gradnjo proizvodnih zmogljivosti na Krimu, v Kaliningradu, na Daljnem vzhodu, za razvoj vetrnih turbin in gradnjo sežigalnic odpadkov. Seveda so potrošniki zdaj previdni do kakršnega koli dodatnega programa za posodobitev proizvodnih zmogljivosti, še posebej z okrajšavo DPM.
Z vidika energetskih proizvajalcev in uradnikov je logika seveda razumljiva. Imajo že preizkušen mehanizem, ki ga je treba le malo polirati in nato zagnati. In glava te ne bo bolela. A posebnost je v tem, da so uvodni, ki so zdaj v programu DPM, bistveno drugačni od tistih, ki so bili v prvem programu.
- Kakšna je razlika?
- Prvič, zdaj govorimo o posodobitvi obstoječih zahtevanih zmogljivosti. Poleg tega govorimo o modernizaciji z uporabo ruskih tehnologij. Vračilna doba projektov naj bo od 15 do 20 let. Medtem je mišljena predvsem posodobitev zastarele in izčrpane opreme parnoenergetskega cikla ali, bolj preprosto, parnih turbin in električnih kotlov. Gradnja novih zmogljivosti z uporabo tehnologij kombiniranega cikla praktično ni predvidena. To je predvsem posledica dejstva, da v Rusiji ne proizvajamo močnih, zanesljivih in učinkovitih plinskih turbin. Edina izjema je skupno podjetje z General Electric za montažo 6FA turbine z močjo 76 MW in licenčno proizvodnjo s Siemensom turbin SGT-2000 E z zmogljivostjo 160-180 MW. A zaradi določenih zunanjepolitičnih težav zdaj obstajajo tudi omejitve pri uporabi teh tehnologij.
In izkazalo se je, da moramo posodobiti le parne turbine in kotle, ki so bili nameščeni pred mnogimi leti. Se pravi, da se zagotovi delovanje zastarele opreme še nadaljnjih 20 let, kar bo dejansko vodilo k ohranjanju obstoječega znanstvenega in tehnološkega razvoja ter učinkovitosti ruskega energetskega sektorja. V Tatarstanu je nazoren primer državne okrožne elektrarne Zainsk. Leta 2017 je povprečna letna stopnja specifične referenčne porabe goriva za oskrbo z električno energijo v Rusiji padla pod 300 g/kWh. Na Zainskaya GRES za bloke s tlakom 130 atmosfer povprečni letni najučinkovitejši kazalnik specifične porabe goriva ne sme biti nižji od 340 g/kWh. Te posodobitvene rešitve, ki jih zdaj ponujajo naše in tuje elektrarne brez vgradnje plinskih turbin, bodo teoretično pripomogle k zmanjšanju zmogljivosti Zainske GRES na 320 g/kWh. Izkazalo se je, da bo postaja tudi po posodobitvi ostala nekonkurenčna.
- Kolikor razumem, je podobna zgodba s parnoturbinskimi enotami v obstoječih SPTE?
- Da. Prvotno so bili namenjeni kombinirani proizvodnji toplote in električne energije. To pomeni, da je načeloma nemogoče razmišljati o modernizaciji v okviru nekombinirane proizvodnje toplote in električne energije. Preprosto povedano, če dana parna turbina nima dobre toplotne obremenitve, potem je nima smisla nadgrajevati. V nasprotnem primeru bo denar vložen v modernizacijo, hkrati pa bodo parne turbine ostale nekonkurenčne na trgu električne energije. Tako je kategorično nemogoče posodobiti obstoječo opremo SPTE brez analize njene dejanske obremenitve v ogrevalnem ciklu! In kadar je le mogoče, naj bi posodobitev vključevala izgradnjo nadgradnje plinske turbine z umikom neučinkovitih in nezahtevanih zmogljivosti. Le tako je mogoče doseči učinkovitost modernizacije.
Obstaja še en vidik energetske posodobitve. V energetski strategiji Ruske federacije so v napovedi znanstvenega in tehnološkega razvoja gorivnega in energetskega kompleksa jasno navedeni sodobni trendi. In sicer: razvoj male energije, porazdeljena energija, pametna elektroenergetska omrežja. V tem delu se izkaže, da je vloga velike energije zmanjšana. In z vidika napovedi znanstvenega in tehnološkega razvoja ima ruski strojogradni kompleks precej velike možnosti na področju gradnje proizvodnih zmogljivosti. Rusija je že začela proizvajati zanesljive in konkurenčne plinskoturbinske enote z zmogljivostjo do 30 MW. To samo vodi v razvoj porazdeljene energije. Druga stvar je, da je treba narediti določene spremembe regulativne dokumentacije o energetskem sektorju in lastnikom te neodvisne generacije omogočiti, da ne delajo samo za lastne potrebe, temveč tudi prodajo presežka energije na veleprodajnih ali maloprodajnih trgih. To bi omogočilo bistveno nadgradnjo proizvodnih zmogljivosti in, kar je najpomembneje, preprečilo, da bi nepotrebne zmogljivosti spadale v program CSA.
- V kakšnih okoliščinah je potem lahko novi program učinkovit?
- Prvič, programa CSA načeloma ne bi smeli obravnavati kot edino zdravilo za staranje energetskih zmogljivosti v energetskem sektorju Ruske federacije. To je le eden od mehanizmov. Poleg tega je CSA nemogoče upoštevati le s projiciranjem na trg električne energije. Vsekakor je treba odločitev o vključitvi te ali one energetske opreme v drugi del programa sprejeti na podlagi celovite analize ob prisotnosti toplotnih obremenitev. Jasno je treba navesti tudi končne kazalnike učinkovitosti opreme po posodobitvi. Oprema načeloma ne bi smela doseči CSA, če bo po posodobitvi njena specifična poraba goriva za oskrbo z električno energijo višja od 300 g/kWh.
Drugič, menimo, da je izgradnja nadgradnje plinskih turbin vključena v program CSA kot prioriteta pri izvedbi. Konec koncev, v mnogih primerih samo uporaba cikla kombiniranega cikla omogoča znatno povečanje učinkovitosti obrata.
Tretjič, ustvariti je treba mehanizme, ki lastnikom velikih industrijskih podjetij omogočajo razvoj lastne porazdeljene proizvodnje. In ustvariti moramo priložnosti, da bo lastnikom te generacije donosna prodaja presežne električne energije na veleprodajnem ali maloprodajnem trgu.
Le s takšnim celostnim pristopom bomo lahko bistveno posodobili svoje energetske zmogljivosti, ne da bi pri tem obremenjevali končnega odjemalca. Na žalost trenutno ne vidimo celovite rešitve. Vsa glavna energija je bila koncentrirana na CSA-2. Obstaja močno nasprotovanje potrošnikov. Upamo pa, da se bo na koncu poiskalo skupno stališče, ki bo omogočilo začetek posodabljanja zmogljivosti ravno pod tržnimi pogoji. Ker le takšni pogoji omogočajo izbiro najbolj optimalne tehnične in ekonomske rešitve. TGK-16 to razume kot nihče drug. Ker delujemo v okviru industrijske skupine, kjer so tako porabniki kot proizvajalci električne energije. Vsaka naša odločitev je pretehtana glede na njen vpliv na naše poslovanje ter zanesljivost in ekonomičnost naših strank.
