НОВОСТИ

Участники круглого стола «Перспективы тепловой генерации» обсудили параметры предстоящей модернизации в рамках Российского международного энергетического форума в Санкт-Петербурге.

Председатель Наблюдательного совета Ассоциации «Совет производителей энергии» Александра Панина напомнила, что в ноябре 2017 года состоялось совещание у Президента РФ, посвященное проблематике тепловой генерации, в рамках которого было принято несколько ключевых решений. Одно из них - до 1 мая 2018 года разработать проекты нормативно правовых актов, направленных на привлечение инвестиций в модернизацию тепловой генерации. Прежде всего, речь идет о модернизации паросиловых блоков, введённых в эксплуатацию в середине прошлого века и составляющих основу энергетики – 55% установленной мощности в 2018 г.

Среди основных проблем тепловой генерации Александра Панина отметила низкую рентабельность; рост объема отпуска электроэнергии по убыточным тарифам регулируемых договоров; рост долгов за тепло до 250 млрд рублей и за электроэнергию – до 90 млрд рублей; цену конкурентного отбора мощности (КОМ), установленную без учета инвестиционной составляющей, которая в 2018 году сохраняется на уровне 2011 года.

Начальник Управления развития конкурентного ценообразования Ассоциации «НП Совет рынка» Екатерина Усман в своем выступлении рассказала о подходах при выборе проектов для модернизации. Сегодня Совет рынка рассматривает два основных механизма. «Первый механизм – это ДПМ-2, предполагающий конкурс проектов модернизации, по итогам которого компании-победители, заключат долгосрочные договоры и будут получать персональную цену, позволяющую окупить капиталоёмкий проект. В целом, это аналог сегодняшних ДПМ, только на модернизацию объектов», - пояснила спикер.

Второй механизм - это предложение по изменению цены КОМ. «Старение оборудования продолжается и мероприятия, которые позволят продолжать эксплуатировать действующие генерирующие объекты буду нужны всегда, – сказала Екатерина Усман. - Поэтому в рамках действующего механизма КОМ также нужно вводить перемены, вводить КОМ на 6 лет вперед, а не на 4 года как сегодня. Плюс, считаем целесообразным рассмотреть вопрос о повышении ценовых параметров спроса на КОМ для всех станций», - подчеркнула она. Это позволит продолжать эксплуатацию уже действующих объектов, проводить менее затратные проекты модернизации и поддерживать станции в надлежащем работоспособном состоянии.

По словам Екатерины Усман, нормативно-правовой акт по ДПМ-штрих должен определить сроки проведения отбора и перечень крупных проектов, которые будут допускаться к конкурсу. Помимо этого, должны быть определены критерии допуска генерирующих объектов к конкурсу, скорее всего это будет возраст оборудования и выработка паркового ресурса, степень задействованности оборудования. Несомненно должны быть определены требования по локализации оборудования и порядок фиксации выполнения этих требований. Также должны быть утверждены предельные стоимостные параметры проектов модернизации.

Вице-президент по энергетике и ЖКХ «Газпромбанк» (Акционерное общество) Вадим Дормидонтов объяснил, что представители банковской сферы заинтересованы в финансировании новых ДПМ, но по каждому объекту будут анализировать соотношение рисков и доходности: «Мы многому научились на основе первого ДПМ. Мы получили портфельных генераторов, и это очень прибыльный сектор», – отметил спикер. Кроме того, спикер рассказал, что банки получили понятную модель взаимоотношений с государством и рынком. Одним из главных уроков стало понимание важности функции проектного управления, ведь профинансированная, но недостроенная станция – это серьезный риск для банкиров.

Управляющий директор – начальник Управления по работе с клиентами энергетики Департамента крупнейших клиентов Sberbank CIB Вадим Логофет отметил: «Мы (банки), конечно, внимательно смотрим на каждый отдельный проект с его метриками, с его показателями. Также оцениваем NPV и IRR, как и вы. Ну а модель движения денежных средств по ДПМ-проекту с гарантированным возвратом на инвестиции со стороны государства нас не может не радовать».

Первый заместитель генерального директора ООО «Газпром энергохолдинг» Павел Шацкий отметил: «Если программа модернизации будет запущена, то стране будет нужно 255 паровых турбин, 50 газовых турбин,130 котлоагрегатов, 225 генераторов. Все это заказ для потребителей, которые также являются производителями оборудования».

Павел Шацкий пояснил, что при размещении заказа на 40 ГВт предприятия строительного и проектного комплекса получат 800 млрд, энергомашиностроительные компании - 500 млрд рублей, металлурги - 160 млрд рублей. «Всё это дает мультипликативный эффект в целом на промышленность 1,9 трлн рублей. Что как не это будет драйвером развития экономики?», - спросил спикер.

Директор по экономике и тепловым узлам ПАО «Т Плюс» Александр Вилесов в своем выступлении отметил, что программа ДПМ-2 позволит перейти к новым для страны технологиям, «сейчас в первую очередь обсуждается вопрос об объемах локализации и о сервисном обслуживании газовых турбин».

Директор по энергетическим рынкам АО «СО ЕЭС» Андрей Катаев рассказал об итогах имитационного отбора проектов по модернизации. «При проведении имитационного отбора мы получили заявки по 388 проектам – это те объемы, которые компании готовы реализовывать уже сейчас, – сказал спикер. – В основном это комплексные проекты, и все типы оборудования востребованы».

«Почти 15 ГВт мощностей планируется к выводу до 2021 года при этом избыток по результатам КОМ-2021 составил 11 ГВт, что на 7 ГВт меньше, чем годом ранее. – напомнил Андрей Катаев. – В отличие от нового строительства проведение модернизации означает снижение мощности в энергосистеме относительно текущего уровня за счет длительного, на один два года, вывода действующего оборудования из работы. Соответственно сегодня мы еще имеем возможность запустить программу модернизации, в том числе с использование конкурсных процедур отбора. Если же подождем 2–3 года, то отсутствие запаса мощности не позволит говорить о возможности проведения модернизации значимых объемов».

Начальник отдела развития энергетического машиностроения, электротехнической и кабельной промышленности Министерства промышленности и торговли Российской Федерации Денис Кляповский отметил, что «требование по локализации точно должно быть и российские производители с этим справятся». По его мнению, требования будут установлены только в части оборудования с высокой степенью локализации.

Заместитель генерального директора по маркетингу и продажам АО «РОТЕК» Ольга Старшинова подтвердила, что «модернизация безусловно дешевле чем новое строительство». По ее словам, «первое, что нужно генераторам при проведении глубокой модернизации, - это восстановление паркового ресурса до 300 тыс. часов, второе – это повышение мощности на 10-20%». «Повышение КПД и снижение расхода топлива – это одна из важнейших задач, которую ставят генераторы»,  - отметила спикер.

26 апреля в рамках Российского международного энергетического форума прошел круглый стол на тему «Инновации в тепловой энергетике». Представители компаний отечественных производителей для турбинного оборудования определили проблемы в отрасли и поделились своими планами.

Тарас Шибаев, главный конструктор АО «Уральский турбинный завод», поделился своим видением развития паротурбинного оборудования: «Инновации – это увеличение результативности. Самый главный показатель эффективности для паровых турбин – это коэффициент полезного действия, который определяет возможности использование оборудования, не менее важный показатель – это маневренность и надежность оборудования», – выделил Шибаев. По его словам, развитие тепловой энергетики невозможно без улучшения начальных параметров пара, конечных и эффективности проточной части турбины. Для того чтобы шагнуть вперед, нужно проработать задачи в области совершенствования материалов для высокотемпературных узлов и деталей (которые используются для трубопроводов, цилиндров, роторы, арматуры, клапанов), «сложных» материалов для улучшения лопаточного аппарата, уплотнений, сварных и сложнообрабатываемых узлов, также необходимо применять современные технологии расчетов и моделирования конструкций, процессов и жизненного цикла.

Сергей Иванов, представитель компании «Силовые машины», рассказал о новых подходах к изготовлению паровых турбин: «Надо поставлять высокоэкономичное оборудование по минимальной цене, которое будет удовлетворять все требования заказчика. На Харанорскую и Черепетскую ГЭС мы поставили турбину, изготовленную с применением самых современных технологий». Турбина работает с параметрами 561/564 градуса температуры пара до критика, ее мощность 225 МВт. «Силовые машины» уже начали подготовку к программе ДПМ-2, для ее реализации предлагается модернизация паротурбинных установок с повышением эффективности и продлением ресурса эксплуатации турбоустановок в различных вариантах.

Олег Мильман, президент ЗАО НПВП «Турбокон», высказал, что у России очень большие расходы по ресурсам теплоутилизации: «Мы занимаем 12 место по энергетической эффективности производства». По его мнению, для результативного и доступного средства повышения экономичности отпуска тепла и электроэнергии на ТЭЦ следует использовать теплоутилизационные установки котлов. Кроме того, наибольшая эффективность достигается при глубокой утилизации с использованием конденсата на котельных с газовым топливом. Таким образом сроки окупаемости теплоутилизационных установок на котельных ТЭЦ составит 5-7 лет, для водогрейных котельных – 2,5-3 года.

26 апреля в рамках Российского международного энергетического форума прошла конференция «Цифровая трансформация энергетики: результаты сегодня и завтра».

Модерировал конференцию директор ИСЭМ СО РАН Валерий Стенников. Обращаясь к участникам заседания, он отметил, что на данный момент цифровизации – одна из наиболее востребованных и обсуждаемых тем в современном мире. «Все эти связано с тем, что мы перешли от аналогового сигнала к цифровому и в результате кардинально изменилось управление экономикой и отраслевыми системами. Этот процесс позволил нам улучшить точность информации, перейти к более современным технологиям и обеспечить управляемость системами. И как результат – переход к системам будущего», – объяснил модератор.

Заместитель директора Департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Минэнерго России Елена Медведева рассказала о процессе цифровой трансформации электроэнергетики в стране. Спикер напомнила, что данные в цифровой форме – ключевой фактор производства во всех сферах. «По сути, весь мир сейчас переходит к поведенческой экономике, а большой массив данных позволяет предугадывать поведение любого потребителя в любой отрасти, – считает докладчик. – Кроме того, это позволяет снижать себестоимость производимого продукта и предлагать потребителю кастомизированный под его ожидания продукт».

Елена Медведева обозначила, что главная цель цифровой трансформации электроэнергетики – внедрение на базе цифровых технологий риск-ориентированной модели управления, для минимизации совокупной стоимости владения с целью снижения себестоимости кВт/⋅ч, при заданном уровне надежности и приемлемом уровне тарифной нагрузки.

Организаторами дискуссии выступили АО «Газпром промгаз», ИД «Энергетика и промышленность России», институт систем энергетики имени Л.А. Менделеева СО РАН (ИСЭМ СО РАН), институт энергетических исследований РАН, российский союз промышленников и предпринимателей и компания «ЭФ-Интернэшнл».