28 января 2021

Это не просто ремонты

Споры о ДПМ-2 не утихают. Генкомпании уверены, что только за счет этого механизма можно обновить востребованное, но изношенное оборудование. Критики сетуют, что энергосистема консервируется в технологиях ХХ века.
Поделиться в социальных сетях

Программа комплексной модернизации действующих в России тепловых электростанций (ТЭС), получившая неофициальное название ДПМ-2 (официально это КОММод), стартовала в 2019 году. За десять дет, с 2022 по 2031 годы, Минэнерго РФ рассчитывает привлечь в отрасль порядка 1,9 трлн рублей, на которые энергокомпании смогут обновить до 41 ГВт действующего, востребованного, но изношенного генерирующего оборудования ТЭС как в двух ценовых зонах ОРЭМ, так и вне их (например, на Дальнем Востоке – решений в отношении этого макрорегиона ждут в «РусГидро»). За два минувших года прошло уже два отбора, с запуском оборудования в 2022-2024-х, а также в 2025 годах, результаты которых утверждены двумя постановлениями правительства РФ. В конце декабря 2020 года «Совет рынка» опубликовал предварительный график реализации проектов третьего отбора, с вводом оборудования в 2026 году. Его кабмин должен утвердить в ближайшее время. 

Все эти конкурсы проходили в два этапа: 85% квоты по мощности, установленной на определенный год, отбирались по наиболее низкой себестоимости будущих поставок электроэнергии (все проекты получат гарантированную окупаемость за счет платежей с ОРЭМ – в этом, собственно, суть ДПМ). Еще примерно 15% правительственная комиссия выбирала в «ручном» режиме (в прошлом году этот этап был отменен), благодаря чему в числе победителей смогли оказаться и «дорогостоящие» для рынка проекты – главным образом, на угольных ТЭЦ в Сибири или со строительством парогазовых установок (ПГУ). По данным газеты «Коммерсант», всего по результатам пятилетних отборов с запуском в 2022-2026 годах был отобран 101 объект суммарной мощностью более 21 ГВт (около 9% установленной мощности ЕЭС России). То есть половина из того объема, что планировалось обновить за счет ДПМ-2 на старте программы. По расчетам НП «Совет рынка» (регулятор энергорынков), суммарная дополнительная финансовая нагрузка на ОРЭМ составит примерно 250 млрд рублей до 2035 года (в ценах 2021 года; без учета проектов ДПМ-2 на Дальнем Востоке), или по 25-45 млрд рублей ежегодно (в зависимости от года). 

При этом впереди – еще несколько отборов, с вводом в 2027-2031 годы. А потому финансовое давление на потребителей, которым и так хватает как рыночных, так и нерыночных надбавок, продолжит нарастать (хотя, по прогнозам «Совета рынка», стоимость уже отобранных проектов должна была составить 738 млрд рублей, так что пока за счет высокой конкуренции на конкурсах удалось даже существенно сэкономить). Но минусы у ДПМ-2 находят не только в финансовой части. Например, хотя в количественном отношении в отборах лидируют проекты по модернизации ТЭЦ (всего их 62), основой «денежный дождь» прольется на владельцев конденсационных электростанций – по установленной электрической мощности на 39 проектов ГРЭС сейчас приходится 75% всего объема модернизации, а на ТЭЦ – только 25%. 

Неудивительно, что и абсолютным лидером среди победителей пятилетних отборов (всего в списке – 20 энергокомпаний) стало ПАО «Интер РАО». Эта госкомпания управляет основными ГРЭС в стране, и на данный момент ей досталось 8,45 ГВт, или 40% от всего объема отборов (расчеты для «Коммерсанта» выполнил Владимир Скляр из «ВТБ Капитала»). Подконтрольная немецкой Uniper компания «Юнипро», которая никак не может завершить ремонт энергоблока на Березовской ГРЭС, построенного еще в рамках «первого» ДПМ, выиграло 3,3 ГВт (16%) – на одной своей Сургутской ГРЭС-2 в ХМАО. На третьем месте, хоть и с огромным отрывом – Сибирская генерирующая компания (СГК, входит в СУЭК Андрея Мельниченко), которая смогла провести сквозь сито отборов около 2 ГВт (10% от всего объема), и не только в Сибири (то есть во второй ценовой зоне ОРЭМ), но и на крупнейшей в стране угольной ТЭС – Рефтинской ГРЭС в Свердловской области (этой станцией компания управляет с прошлого года). 

Конечно, на ГРЭС обычно установлены энергоблоки большой мощности, в отличие от ТЭЦ, однако проекты по таких станциях сейчас «не могут полноценно конкурировать с проектами модернизации крупных конденсационных блоков из-за более высокой удельной стоимости мероприятий, что не позволяет в достаточной степени обновлять мощности с комбинированной выработкой» (цитата из письма Дмитрия Вологжанина, директора Совета производителей энергии, который объединяет крупнейшие генкомпании РФ, на имя замглавы Минэнерго РФ Павла Сниккарса; в СПЭ, в частности, уже предложили проводить для ТЭЦ отдельные отборы).

Более существенная проблема – как отмечал эксперт-аналитик департамента исследований ТЭКа Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Алексей Фаддеев, модернизация большинства ТЭС по ДПМ-2 в принципе окажется, мягко говоря, не очень глубокой. Существенного повышения КПД электростанций в итоге не случится, а «в долгосрочной перспективе программа вообще создает риск консервации технического уровня генерирующих мощностей на технологиях прошлого века». «Конечно, это никакая не модернизация, это своего рода «реновация», восстановление ресурса путем замены старого оборудования на аналогичное новое, с современными (и это единственное, что связывает эти мероприятия с термином «модернизация», то есть «осовременивание») характеристиками, конечно, но принципиально не отличающегося ни по дизайну, ни по параметрам. Это в лучшем случае можно назвать модернизационными восстановительными ремонтами – то, что в английском языке называется refurbishing», - заявил «Кислород.ЛАЙФ» глава Агентства энергетического анализа Алексей Преснов. И под его оценкой подписались бы и другие эксперты. 

Но так ли все плохо?

Хотя в количественном отношении в отборах по ДПМ-2 лидирует проекты по модернизации ТЭЦ (всего их 62), по установленной мощности 75% всего объема модернизации придется на ГРЭС.
«У каждого оборудования есть парковый ресурс, и на всех паровых турбинах он выработан. Дальнейшая эксплуатация возможна после обследования экспертной организации и определения продленного паркового ресурса. Чем старше оборудование, тем чаще приходится заказывать обследования для определения возможности дальнейшей эксплуатации. Назначенный ресурс паровых турбин сверх паркового ресурса продлевается каждые четыре-пять лет. Для этого проводится обширный объем работ. В любой момент диагностика может показать, что какие-то функциональные узлы достигли предельного срока службы и их придется менять, что будет приводить к значительным простоям оборудования в ремонте и отразится на готовности станции к несению требуемых электрических и тепловых нагрузок («Реальное время»
Айрат Муртазин Начальник отдела эксплуатации и ремонта оборудования АО «ТГК-16» (Казань)

Исключения из правил

Согласно Регламенту проведения отборов проектов модернизации генерирующего оборудования ТЭС, энергокомпании могли заявлять проекты, содержащие одно или несколько «основных», а также длинный ряд сопутствующих мероприятий – причем заявка могла состоять даже из одного пункта. К основным относится модернизация или котельного, или турбинного оборудования, как комплексная (то есть с полной заменой котлоагрегата или турбины), так и частичная – с заменой одного или нескольких элементов котла (барабана, пароперегревателя, топочных экранов и т.д.) или турбины. Дополнительные мероприятия могут сильно различаться по масштабу – от обычной замены генератора или его частей до капиталоемкого строительства новых градирен, электрофильтров, золоотвалов, дымовых труб и корпусов.

Опасения насчет «консервации» отрасли вызваны тем, что в подавляющем большинстве заявок, прошедших первые отборы, речь действительно шла о неглубоком обновлении ТЭС (порой вообще все было ограничено заменой цилиндра высокого давления). Тем не менее, 42 проекта из 101 предусматривают все-таки «комплексную замену паровой турбины на паровую турбину». Однако при этом ТЭС, очевидно, остаются в традиционном для российской энергетики паросиловом цикле, КПД паротурбинных установок (ПТУ) в котором колеблется от 35% на ТЭЦ до 44% на ГРЭС. «С точки зрения создания дополнительной стоимостной нагрузки на рынок – это хорошо. С точки зрения цели проведения таких отборов обновление генерации, возможность реализации серьезных мероприятий по замене основного оборудования или даже перехода на более эффективные парогазовые технологии – это не очень хорошо», - откровенно сетовали «Коммерсанту» в «Совете рынка». 

Стоит отметить, что в «турбинной части» возможность оснащения ТЭС новыми парогазовыми установками (ПГУ), за счет надстройки газовой турбиной как с котлом-утилизатором, так и без него, что априори эффективнее ПТУ, прописана отдельным пунктом. Но по этому пути решились пойти только две компании из Татарстана, энергохолдинг «Татэнерго» и нефтяной гигант «Татнефть», на энергоблоках Заинской ГРЭС и Нижнекамской ТЭЦ (ПТК-2) соответственно. Эти два проекта – реальные исключения из правил, а потому о них – немного подробнее.

К основным мероприятиям в рамках ДПМ-2 отнесены модернизация или котельного, или турбинного оборудования, как комплексная (то есть с полной заменой котлоагрегата или турбины), так и частичная.

У «Татэнерго» отбор на 2025 год (причем не по общей квоте, а по решению правкомисии) прошел один энергоблок на крупнейшей в РТ по мощности Заинской ГРЭС (2204,9 МВт и 145 Гкал/час), введенной в эксплуатацию еще в 1963 году. До 30 ноября 2023 года компания планирует построить на ней ПГУ мощностью 858,3 МВт, которая будет состоять из одной газовой турбины 9HA.02 на 571 МВт и одной паровой турбины на 279 МВт, дожимной компрессорной станции с блоком очистки газа, котла-утилизатора и вспомогательного оборудования. За счет этого «Татэнерго» сможет вывести из эксплуатации несколько изношенных паровых турбин, и снизить удельные расходы на выработку электроэнергии с нынешних 365 грамм до 190-195 грамм на 1 кВт*час. 

Интересно, что изначально партнером проекта должна была стать немецкая Siemens (точнее, ее СП с «Силовыми машинами» Алексея Мордашова – ООО «Сименс технологии газовых турбин»). Однако прошлым летом на корпоративном тендере победила заявка турецкой компании Enka, в итоге проект стоимостью 37,48 млрд рублей будет реализован на базе оборудования американской General Electric. Но «Татэнерго» изначально шло на конкурс с нелокализованной газовой турбиной, к тому же большой мощности, которых в России в принципе не производят. «Производство газовых турбин по условиям ДПМ-2 должно быть локализовано на 70%, чего отечественная экономика позволить пока не может», - отметил в комментарии для «Кислород.ЛАЙФ» аналитик ГК «ФИНАМ» Александр Ковалев. Из-за этого победа компании сильно не понравилась другим участникам отборов. Аналогичный проект у «Татнефти» на Нижнекамской ТЭЦ (ПТК-2) споров не вызвал – там предусмотрено использование отечественной ГТУ, что, заявляли в компании, «значительно снизит затраты на строительство и эксплуатацию» (впрочем, там речь идет о надстройке турбоагрегата №3 с противодавленческой турбиной ГТУ мощностью всего 155 МВт, с котлом-утилизатором). 

Парадоксально, но эти выходящую за все рамки заявку главной энергокомпании Татарстана поддержали… потребители! Как рассказывал в интервью «Коммерсанту» первый заместитель генерального директора – директор по экономике и финансам АО «Татэнерго» Айрат Сабирзанов, «при относительно высоких капзатратах наш проект имеет очень высокий показатель эффективности, который позволяет потребителям электроэнергии окупить вложенные в него средства менее чем за пять лет». Например, КПД новой ПГУ должен составить беспрецедентные для России 65% (важно не путать этот параметр с КИУМ). «Это позволит не только сократить расходы газа и уменьшить объемы выбросов, сделать «Заинку» конкурентоспособной, но и снизить стоимость электрической энергии для потребителей Европейской части России», - подчеркивали в компании. Неудивительно, что даже председатель правления НП «Совет рынка» Максим Быстров назвал решение о включении Заинской ГРЭС в программу ДПМ-2 «победой экономики и здравого смысла». 

У НК «Татнефть» более приземленная задача: за счет новой ПГУ вывести из эксплуатации давно выработавшую свой ресурс теплофикационную турбину ПТ-135/165 мощностью 135 МВт. «Переход на парогазовую технологию также позволит снизить себестоимость вырабатываемой электроэнергии», - отмечали в компании. Других подробностей этого проекта нефтяники не раскрывали. Как бы там ни было, но, с учетом итогов реализации «первого» ДПМ на ТЭЦ в Казани, Татарстан в ближайшие годы может стать чуть ли не единственным регионом в России, где в выработке электроэнергии начнет преобладать парогазовый цикл. А ведь отбор по программе ДПМ-2 прошли и проекты ТГК-16 на ее ТЭЦ в том же Нижнекамске (ПТК-1) и на Казанской ТЭЦ-3, пусть и не предполагающие строительство ПГУ, но направленные на полную замену устаревшего оборудования. 

В уже упомянутом письме директора СПЭ на имя Сниккарса говорилось и о том, что кроме ТЭЦ, не менее дорогостоящие «парогазовые» проекты также нужно отбирать по особой квоте. «Применение таких технологий хоть и экономично с точки зрения топливоиспользования, но достаточно затратно из-за стоимости самого оборудования и его последующего обслуживания. Поэтому проекты по модернизации путем перехода на парогазовый цикл пока что не проходят по общему конкурсу модернизации ТЭС, а выделяются в отдельную квоту. И ее в перспективе необходимо увеличить, а период реализации таких проектов продлить. Ведь установка современных энергоблоков создаст возможность для развития инфраструктуры и организации производственных площадок различного типа», - заявили «Кислород.ЛАЙФ» в пресс-службе ПАО «Т Плюс».

https://www.business-online.ru/
«Татэнерго» до конца 2023 года построит на Заинской ГРЭС ПГУ мощностью 858,3 МВт на базе турбин американской GE.

Глубокая угольная модернизация

Интересно, что в предварительном списке отобранных проектов с запуском в 2026 году – 15 заявок, 14 из которых направлены на «комплексную замену паровой турбины на паровую турбину». Это связано с тем, что к третьему отбору генкомпании лишили возможности подавать заявки на замену частей турбин и котлов в качестве основных мероприятий по модернизации. Многие проекты 2026 года, к тому же, дополнены заменой генераторов, регенеративных подогревателей, а также трубопроводов острого пара, промперегрева и питательной воды технологического соединения «котел-турбина». Но лишь один – на энергоблоке №8 Томь-Усинской ГРЭС СГК в Кузбассе – направлен на модернизацию котельного оборудования.

Вообще, интерес именно к котлам характерен, главным образом, только для угольных ТЭС. Даже «Интер РАО» заявила целый набор мероприятий по модернизации котельного оборудования только в проекте на своей Гусиноозерской ГРЭС в Бурятии. Там, к примеру, на трех котлоагрегатах различной паропроизводительности заменят барабаны, пароперегреватели, топочные экраны, а также перепускные трубопроводы (с арматурой по пароводяному тракту). Аналогичных проектов очень много и у «Иркутскэнерго» (входит в энергодивизион En+), под крылом которого собраны исключительно угольные ТЭЦ в Иркутской области. Так, на ТЭЦ-10 в Ангарске компания планирует заменить поверхности нагрева взамен выработавших свой ресурс на котлоагрегатах ПК-24 ст. № 4, 16, 13 общим весом порядка 1500 тонн. Работы направлены «на повышение надежности оборудования станции и улучшение технико-экономических показателей действующих котлоагрегатов».

Но из отобранной сотни всего лишь семь проектов, включая упомянутый выше проект СГК, имеет целью комплексную замену котлоагрегатов. Из угольных генераторов полностью меняет котлы вообще только СГК: кроме Томь-Усинской ГРЭС, котлоагрегат №4 барабанного типа паропроизводительностью 230 тонн/час на Красноярской ТЭЦ-1 заменят на котлоагрегат №2 такого же типа на Красноярской ТЭЦ-3. Также на Красноярской ТЭЦ-1 СГК построит новые котлы ст. №15 и №16 барабанного типа по 220 тонн/час каждый взамен старых.

На газовых станциях столь радикальные шаги планирует только ПАО «Т Плюс» (на Пермской ТЭЦ-9 и на Ижевской ТЭЦ-2), а также ПАО «Энел Россия» на Невинномысской ГРЭС в Ставропольском крае. В основном же газовые генераторы ограничиваются частичными заменами элементов котлов, и то эти мероприятия нельзя отнести к массовым. Основная техническая особенность проектов «Т Плюс» в рамках ДПМ-2 – «замена теплофикационных агрегатов, которые одновременно производят электроэнергию и отпускают тепло населению». Активы этого холдинга – именно ТЭЦ; к тому же «Т Плюс» находится на старте масштабной модернизации систем теплоснабжения в городах своего присутствия (по методу «альтернативной котельной»). Поэтому такое внимание к паровым котлам вполне объяснимо. Одновременно с этим компания меняет турбогенераторы и трансформаторы, вкладывается в автоматизацию нового оборудования, рассчитывая за счет этого повысить эффективность производства электроэнергии примерно на 20%, рассказали «Кислород.ЛАЙФ» в пресс-службе ПАО «Т Плюс».

Еще одна особенность проектов ДПМ-2 в угольной генерации, которая, как известно, в России исторически была недофинансирована, - это масштабный и комплексный характер. Только в заявках от угольных ТЭС можно встретить дорогостоящие сопутствующие проекты, направленные как на повышение энергоэффективности (строительство новых градирен), так и на решение экологических проблем, не актуальных для газовых станций. Например, «Иркутскэнерго» в рамках программы построит помещения разгрузочного устройства с инженерными системами и разгрузочным оборудованием на Ново-Иркутской ТЭЦ. А СГК на Абаканской ТЭЦ в Хакасии в заявке на 2026 год записала в качестве допмероприятия комплексную замену АСУ ТП и локальных систем автоматического управления «с их дооснащением системами диагностики и прогностики технического состояния паровой турбины». Подобного «Кислород.ЛАЙФ» не нашел ни в одной из других заявок.

В основном же обновленные даже частично котлоагрегаты на угольных ТЭС в рамках ДПМ-2 будут оснащать новым золоулавливающим оборудованием – электрофильтрами, эффективными в борьбе с твердыми частицами. Например, инвестиции в модернизацию только фильтрационного оборудования на ТЭЦ-6 в Братске (город включен и ФП «Чистый воздух») составят 260 млн рублей из общей суммы вложений в обновление станции в 1,6 млрд рублей. Часто в заявки добавляются и такие мероприятия, как расширение мощностей золоотвалов (особенно если в ходе модернизации растет паропроизводительность новых котлоагрегатов). А на Красноярской ТЭЦ-1 в рамках ДПМ-2 и комплексной экологической программы СГК уже построила новую 275-метровую дымовую трубу, взамен «старых» 100-метровых (кроме прочего, за счет сноса этих высотных сооружений компания получила место для строительства 14 электрофильтров). Это, кстати, до сих пор единственный инвестпроект такого плана из ДПМ-2. 

Неудивительно, что несмотря на суммарно отобранные 2 ГВт, или порядка 10% из «общего котла» ДПМ-2, у бронзового призера отборов, СГК – самая капиталоемкая программа модернизации, в текущих ценах – более 65 млрд рублей. «С точки зрения планируемых инвестиций, которые получат наши объекты, суммарные вложения СГК будут самыми большими в стране. Все дело в том, что проекты на восьми наших станциях в разных регионах Сибири, а также на крупнейшей в России по мощности угольной ТЭС – Рефтинской ГРЭС, более комплексные, с более глубокой модернизацией», - объясняет директор по проектированию и контроллингу проектов ДПМ-2 Сибирской генерирующей компании Игорь Сорокин

Например, на «Рефте» будет модернизирован энергоблок №1 мощностью 300 МВт. «Заменим генератор, турбину и главные трубопроводы. Котел, поверхности нагрева, оборудование газовоздушного тракта, газоочистные установки в ДПМ-2 не входят, это уже наша зона ответственности, и мы должны все обновить сами, во время проведения плановых ремонтов, так, чтобы работы, проведенные по ДПМ-2, были завершающими, и блок по окончанию данного процесса вышел более экономичным, надежным и соответствующим современным экологическим требованиям», - объяснил «Кислород.ЛАЙФ» главный инженер Рефтинской ГРЭС Павел Бебенин. Руководство станции рассчитывает, что в дальнейшем в программу ДПМ-2 попадут и введенные в эксплуатацию в 1977-1980 годы блоки 500 МВт.

Все это позволит существенно повысить не только надежность оборудования угольных ТЭС, но и радикально улучшить экологические характеристики работы таких станций.

На крупнейшей угольной ТЭС в стране СГК в рамках ДПМ-2 модернизирует энергоблок №1 мощностью 300 МВт.

Ремонты бы не помогли

По мнению Алексея Преснова из Агентства энергетического анализа, большую часть проектов, отобранных по ДПМ-2, собственники ТЭС спокойно могли бы реализовать в рамках текущих программ технического перевооружения и ремонтов. «Это не только можно, но и нужно было делать даже по элементарным бухгалтерским и экономическим канонам. Такие мероприятия в плановой экономике, при регулируемых тарифах, должны проводиться на амортизационные отчисления. А в дерегулированной отрасли такие вещи включаются в стоимость мощности – в качестве условно-постоянных расходов по поддержанию работоспособности на рынке «старой» генерации, которая впрямую конкурирует с новой – со стоимостью входа на рынок мощности, так называемой net cone – чистой cost of new entry. В этом смысл рынка мощности. Но у нас новая мощность строится почти исключительно по ДПМ, поэтому, очевидно, решили, что и старая должна ремонтироваться и обновляться по ДПМ тоже», - сетует эксперт. Добавляя, что «конкуренции между «старым» и «новым» нет – все решается в ручном режиме чиновниками. И самое неприятное в этой истории – субъективными решениями».

В энергокомпаниях с этим не согласны. «Компания реализует комплексные решения по полному обновлению энергетических теплофикационных блоков. В рамках ежегодных программ технического перевооружения и реконструкции такие работы провести невозможно, поскольку объема оплаты мощности генерирующего оборудования по цене КОМ не хватает», - прямо заявили «Кислород.ЛАЙФ» в ПАО «Т Плюс». «Удержание цен на электроэнергию в пределах инфляции попросту не позволяет генерирующим компаниям проводить подобные ДПМ-2 работы в рамках программ капремонтов», - добавляет и аналитик ГК «ФИНАМ» Александр Ковалев

По словам Павла Бебенина с Рефтинской ГРЭС, ничего из того, что заявлено в ДПМ-2, в рамках текущих ремонтных программ или более долгосрочных программ технического перевооружения сделать было невозможно: «Львиную долю работ, во время проведения плановых ремонтов, сегодня занимает экспертиза промышленной безопасности всего нашего оборудования. Парковый ресурс выработан! Мы по кругу исследуем то котел, то трубопроводы, то турбину. После этого проходит максимум 50 тысяч часов и возникает необходимость снова проводить экспертизу. Участие в ДПМ и замена генератора, турбины и главных трубопроводов позволит разорвать порочный круг». 

«По нашему мнению, и заключениям отраслевых регуляторов, наши проекты безусловно относятся к проектам модернизации, так как они направлены на улучшение технических характеристик оборудования, в том числе с изменением установленной мощности. Например, в проекте модернизации энергоблока №3 на Кармановской ГРЭС предусмотрена замена практически всех поверхностей нагрева парового котла, а также перепускных трубопроводов в пределах котла. Рассматривая все наши проекты модернизации, прошедшие отбор, в том числе и проект на Стерлитамакской ТЭЦ, можно с уверенностью выделить основные результаты, достигаемые по результатам модернизации: замена элементов основного оборудования с восстановлением ресурса энергоблока в целом, улучшение показателей топливоиспользования и снижение воздействия на окружающую среду, увеличение электрической мощности за счет лучшего КПД оборудования. Ведь не секрет, что замене подлежит оборудование, установленное в 60-70-х годах прошлого века. Если говорить о стоимости модернизации и расширенных сверхтиповых ремонтов, то разница в стоимости этих мероприятий может отличаться в несколько десятков раз. Без компенсации таких объемов капитальных затрат генерирующим компаниям не под силу провести данные работы», - заявили «Кислород.ЛАЙФ» в ООО «Башкирская генерирующая компания».

«Программа ДПМ-2 заточена именно на модернизацию, в отличие от первого ДПМ, который в основном решал задачу строительства новых мощностей взамен старых. Главная цель ДПМ-2 – обновить наиболее старое оборудование, которое при этом востребовано. Поэтому в формулах расчета эффективности учитывается КИУМ, то есть чем больше число часов работы у той или иной турбины, тем выше ее шансы отобраться на конкурсе. У СГК как раз довольно много старого изношенного оборудования, которое при этом очень востребовано рынком. Например, наши мощности во второй ценовой зоне ОРЭМ используются в среднем на 70%, а это очень хороший показатель для тепловой генерации. В то же время это турбины, отработавшие больше 220 тысяч часов, что выше заводского ресурса. Это 40–50 лет, не меньше», - добавляет, в свою очередь, директор по проектированию и контроллингу проектов ДПМ-2 СГК Игорь Сорокин

По его словам, значительная часть мощностей ТЭС в России была построена в 1950-1960-е. А потому к 2025-2030 годам такие энергоблоки начали бы выбывать, «при этом экономических механизмов замещения оборудования до сих пор не было»: «Без механизма ДПМ-2 нам пришлось бы просто выводить эти блоки. Программа ДПМ позволяет обновить генерацию, востребованную потребителями, наиболее доступную по цене, и продлить ее ресурс!». «В Сибири мы и сейчас находимся на грани резерва мощностей, избытков нет. Если бы мы начали выводить здесь мощность сотнями мегаватт, стал бы ощутим ее дефицит, и пришлось бы объявлять конкурсы на новое строительство, что во много раз дороже продления ресурса рабочей генерации», - говорит Сорокин. 

При этом обвинять генкомпании в том, что они на деньги потребителей «консервируют» энергосистему в технологиях ХХ века, - путь в никуда. Напомним, одним из основных критериев для отбора проектов в рамках программы ДПМ-2 были ценовые параметры производимой новым оборудованием электроэнергии, в связи с чем удивляться тому, что по большей части на ТЭС происходит замена старых паровых турбин на новые, не стоит, говорит Александр Ковалев из ГК «ФИНАМ». Очевидно, что переход на новый технологический уклад – задача совсем другого калибра, и для нее потребуются другие стимулирующие инструменты. Пока же при решении дилеммы «минимизация затрат для потребителей, даже за счет консервации технического уровня ТЭС, или глубокая модернизация отрасли за счет дорогостоящих проектов», в отборах побеждал фискальный подход.

Но в конечном итоге и это неплохо. «Наша компания проводит модернизацию по классическому паросиловому циклу только в критических точках, где парковый ресурс оборудования превышен более, чем в 1,5 раза. Да, это не переход к новым технологиям, но это решение проблемы возможного энергодефицита в крупных городах из-за вывода из эксплуатации востребованного рынком оборудования. Реализация проектов ДПМ-2 позволяет не только сохранить оборудование в работе, но и повысить его эффективность», - отмечают в «Т Плюс».

Реализация проектов ДПМ-2 позволит не только сохранить в работе востребованное генерирующее оборудование, но и повысить его эффективность.
Александр Попов Учредитель и шеф-редактор «Кислород.ЛАЙФ»
Если вам понравилась статья, поддержите проект