Зачем сибирской энергетике навязывают новые газовые турбины

Газовые ТЭС в Сибири работают с очень низкой загрузкой. Фото с сайта energo.tom.ru

Планы правительства по модернизации 410 МВт газовых ТЭС в Сибири с установкой на них разрабатываемых отечественных турбин большой и средней мощности вызывают все больше непонимания у энергопотребителей, которым эти проекты предстоит оплачивать. Проведенный ими анализ работы сибирских газовых ТЭС в прошлом году показывает, что с точки зрения повышения эффективности энергоотрасли необходимости в такой модернизации нет. А если целью является главным образом поддержка производителей российского газотурбинного оборудования, то логично взять наибольшую долю этих расходов государству, считают потребители.

Оценивая результаты программы договоров поставки мощности (ДПМ, механизм оплаты строительства и модернизации станций за счет повышенных сборов с энергопотребителей), председатель правления "Совета рынка" Максим Быстров в феврале заявил: в рамках программы построено эффективное генерирующее оборудование, востребованное рынком. Средний коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) объектов ДПМ в 2019 году составил около 60,2%, что значительно выше среднего КИУМ ТЭС страны.

Но по итогам анализа представленной "Советом рынка" информации о загрузке станций, построенных в рамках ДПМ (такой анализ проводился ассоциацией "Сообщество потребителей энергии", см. "НГ" от 01.04.20), следует, что добиться таких результатов позволила эффективность новых объектов, работающих на газе, в 1 ценовой зоне оптового рынка (Европа и Урал) - их КИУМ составил 73%. Доля таких станций составила 72% (21,6 ГВт) от всех построенных объектов по программе ДПМ.

Между тем обратная ситуация наблюдается во 2 ценовой зоне (Сибири), где в 2019 году при средней загрузке ТЭС в 43% КИУМ газовых ТЭС по модернизированным объектам составил 28%, а по новым объектам всего 9%. Самыми эффективными оказались газовые ТЭС в Омской области, где находятся все модернизированные объекты и построен один объект на 85 МВт с КИУМ в 41%. КИУМ оставшихся новых объектов (Томская ТЭЦ-1 на 14,7 МВт и Новокузнецкая ГТЭС на 297,44 МВт) составил не более 1%.

Потребители отдельно изучили показатели ГТЭС "Новокузнецкая" (ООО "Сибирская генерирующая компания"), которая была введена в эксплуатацию в октябре 2014 года. Проектное время работы станции - до 2000 часов в год (не более 3 месяцев), выработка электроэнергии - до 596 млн кВт-ч. Ограниченный временной ресурс работы связан с тем, что станция предназначалась для обеспечения производства энергии в пиковые часы нагрузки региона. Общий объем инвестиций на реализацию проекта составил 18 млрд руб.

Согласно данным АО "Администратор торговой системы", с момента пуска и до конца 2019 года плановая выработка ГТЭС составила 41 млн кВт-ч, что в 15 раз меньше возможной годовой выработки. Коэффициент использования установленной мощности в 2019 году составил 0,2%, а объем выработки - 5,4 млн кВт-ч. Если экстраполировать эти данные на следующие пять лет, получается, что станция с 2014 по 2024 год произведет порядка 70 млн кВт-ч - 10 суток работы ГТЭС с максимальной нагрузкой. При этом согласно расчетам потребителей по данному проекту ДПМ они за 10 лет заплатят 54 млрд руб. Таким образом, "эффективность" станции составит 54 млрд руб. за фактически 10 дней работы оборудования.

Между тем Минэнерго в декабре 2019 года представило планы проведения дополнительного отбора проектов с применением инновационных газовых турбин отечественного производства. И в рамках этой инициативы регулятор предложил модернизировать еще 410 МВт генерирующего оборудования в Сибири с установкой российских турбин средней и большой мощности отечественного производства, которые сейчас находятся в разработке. "НГ" уже писала об этих планах (см. номер от 25.02.20): реализовать их предлагается в рамках программы конкурентного отбора мощностей в теплоэнергетике (КОМ), которая финансируется за счет сборов с оптового рынка. Всего по стране предлагается отобрать проекты с российскими турбинами на общую мощность 2 ГВт.

В целом общая мощность оборудования, работающая на газу в Сибири и присоединенная к Единой энергосистеме, составляет порядка 930 МВт, из них в программе ДПМ участвовало 757 МВт (построено 397 МВт) - они не требуют модернизации. Кроме того, в опубликованном Минэнерго перечне электростанций, которые регулятор считает возможным использовать в качестве испытательных стендов для российских турбин большой и средней мощности, генерирующих объектов в Сибири нет.

Возможно, оценка необходимости и эффективности модернизации газотурбинного оборудования на 410 МВт в Сибири реально произведена не была, а главной задачей является обеспечение разработчиков и поставщиков турбин любыми площадками для их установки без оглядки на целесообразность их размещения с точки зрения энергетики и экономики.

Но оплачивать эти проекты будут потребители оптового рынка: по подсчетам Минэнерго, их суммарные расходы по всем 2 ГВт дополнительных отборов составят 145,8 млрд руб. за 15 лет. "Считаем целесообразным осуществлять поддержку создания и финансирование строительства отечественных газовых турбин средней и большой мощности за счет бюджетных источников и собственных средств компаний с государственным участием с обязательным проведением независимого технологического и ценового аудита проектов, а также их функционированием на рыночных условиях. Данная мера позволит исключить межсекторальное перекрестное субсидирование и снизить ежегодный платеж потребителей на величину 10-12,6 млрд руб.", - отмечается в предложениях по сокращению затрат промышленности на электроэнергию, направленных директором "Сообщества потребителей энергии" Василием Киселевым на имя министра энергетики Александра Новака (копия есть в "НГ").