Комитет Государственной Думы по энергетике совместно с Комитетом Государственной Думы по экономической политике, промышленности, инновационному развитию и предпринимательству провел круглый стол на тему: «Законодательное обеспечение развития энергетического турбиностроения»
Открывая мероприятие, председатель комитета по энергетике Павел Завальный заявил: «Тема государственной поддержки российского энергетического турбиностроения стала особенно актуальной сегодня, в условиях санкционного давления на нашу страну и попыток ограничить ее участие в международной технологической кооперации. В этих непростых условиях нам предстоит решать вопросы модернизации электроэнергетики, повышения эффективности генерации, во многом, опираясь на свои силы».
Он констатировал, что сегодня приходится говорить о серьезной технологической отсталости российской энергетики. В первую очередь это касается тепловых электростанций. В технологической структуре ТЭС преобладают паротурбинные установки с низкими показателями эффективности. Коэффициент использования топлива на ТЭЦ – чуть более 50%.
Итоги программы ДПМ
Доля прогрессивных парогазовых установок — менее 15%. Ввод их пришелся на последнее десятилетие и осуществлялся преимущественно по схеме ДПМ на основе импортного оборудования. Особенно низким остается технический уровень угольной генерации.
Еще одной серьезной проблемой электроэнергетики является высокая, от 30 до 50 лет, степень износа основного оборудования. Важнейшей задачей для отечественной электроэнергетики в ближайшее время будет ее масштабная модернизация в рамках программы ДПМ-штрих, и осуществлять ее необходимо, прежде всего, на основе отечественного оборудования или оборудования, произведенного в России.
Министерство промышленности и торговли и Министерство энергетики создали специальную общую структуру для координации своих действий по поддержке российского турбиностроения, все меры в части поддержки НИОКР, модернизации, продвижения оборудования на рынке обсуждаются с привлечением и его производителей, и его потребителей. За три последних года предприятия отрасли получили поддержки примерно на 3 млрд. руб. Также большое внимание уделяется поддержке локализации, повышения ее глубины, импортозамещения в производстве комплектующих. Для этого используются меры, хорошо зарекомендовавшие себя при решении проблем импортозамещения в нефтегазовой отрасли.
По мнению Минпромторга, также пора поддержать выход российских турбиностроителей на экспортные рынки. Но для этого необходимо довести продукцию до соответствия требованиям этих рынков.
Ведущий советник департамента оперативного контроля и управления в электроэнергетике Минэнерго России Эллина Молова обратила внимание собравшихся на то, что если в части собственно производства продукции турбиностроения можно говорить об успехах импортозамещения, то в части сервиса и инжиниринга генерирующие компании по-прежнему находятся в большой зависимости от импорта. Причина – в том, что российские производители пока не в состоянии обеспечить должный уровень обслуживания и дистанционного автоматического управления и диагностики.
Программная модернизация ШТРИХ
Член правления – руководитель блока управления инновациями, инвестициями и затратами ПАО «Интер РАО» Валерий Мургулец подтвердил, что пока отечественное оборудование не вызывает большого доверия потребителей из-за недостаточной надежности. Частые поломки, долгие ремонты и слабый сервис приводят к штрафам и убыткам. «Интер РАО», имеющее самый большой в России опыт использования больших отечественных газотурбинных установок мощностью 110 МВт, вынуждено своими силами, совместно с компаниями, вести доработку этих агрегатов.
Валерий Мургулец подтвердил, что комплекс мер господдержки, в частности, НИОКР, работает достаточно эффективно. Не хватает стимулирования спроса на инновационную продукцию отечественного турбиностроения. В частности, необходимо поддержать использование такой продукции в режиме опытно-промышленной эксплуатации, когда неизбежны поломки и простои. Сегодня из правил оптового рынка электроэнергии убран пункт, который сокращал штрафы для тех, кто работает в таком режиме. По мнению генераторов, его необходимо вернуть.
Федор Веселов, заместитель директора ИНЭИ РАН, говоря о вызовах и возможностях, которые возникают для российского турбиностроения в связи с реализацией программы ДПМ-штрих, оценил возможные объемы необходимой модернизации в отношении ТЭС примерно в 70-100 ГВт до 2035 г. Это может дать значительный спрос на новую продукцию отечественного турбостроения. По мнению ИНЭИ РАН, для реализации этого потенциала должны быть пересмотрены в сторону ужесточения нормативы резервирования мощности (для ликвидации излишней резервной мощности), правила подтверждения соответствия и определения длительности назначенного ресурса генерирующего оборудования.
Развитие технологий и материалов российского турбостроения первоначально пойдет ускоренными темпами на турбинах небольшой мощности, с последующим увеличением мощности и габаритов. Кроме этого, магистральным путем развития энергетики сегодня становится развитие малой и распределенной энергетики, и здесь также есть ниша для расширения спроса на продукцию отечественного турбостроения малой мощности. При разработке нормативной базы распределенной энергетики возможно также предусмотреть приоритет использования в ней отечественного и локализованного оборудования, при соответствии его жестким критериям эффективности и экологичности.
На круглом столе выступили представители основных компаний-производителей отечественного оборудования: «ЦИАМ им. П.И. Баранова», «ОКБ им.А.Люльки», «ОДК-Авиадвигатель», НПВП «Турбокон», АО КМПО, а также «Сименс Технологии Газовых Турбин», специализирующегося на локализации турбин. Это позволило более четко представить возможности и потребности производителей, меры поддержки, которых они ждут от государства и обязательства, которые они готовы взять на себя.
Первый заместитель генерального директора АО «Татэнерго» Айрат Сабирзанов сформулировал позицию заказчиков и эксплуатантов оборудования, производимого турбиностроителями, в отношении того, как использовать программу модернизации генерации для преодоления технологического отставания. Для этого все проекты модернизации (строительства) энергетических установок за счет средств потребителей (включая ВИЭ, АЭС, ГЭС) должны быть отобраны через конкурентный отбор.
Единственным критерием конкурентного отбора должна стать расчетная одноставочная цена электрической энергии для потребителя. Отбор проектов должен осуществляться, исходя из заявленных инвесторами параметров, с учетом предельных параметров, установленных Правительством РФ. Оплата проектов должна осуществляться, исключительно исходя из заявленных и с учетом фактически достигнутых параметров работы объекта электроэнергетики. Цена выработки электроэнергии для потребителей при любых обстоятельствах не может быть выше заявленной.
Соблюдение этих условий позволит обеспечить высокий спрос на оборудование, инвестировать в развитие новых машиностроительных производств и, при этом удержать рост цен на электроэнергию при реализации Программы не выше уровня инфляции, в соответствии с условием, Поставленным Президентом РФ. Наличие крупного госзаказа позволит вести переговоры о локализации производства современного энергетического оборудования в России и передаче нам необходимых технологий, особенно на фоне сокращения производства оборудования для тепловой энергии за рубежом.
В противном случае программа ДПМ – штрих рискует законсервировать технологическую отсталость генерации, снизить эффективность производства электроэнергии, не дать создать новые мощности по производству современного оборудования для электроэнергетики, конкурентоспособные на мировом рынке.
Озвученные предложения войдут в проект итогового документа мероприятия в части рекомендаций Правительству РФ по разработке нормативного обеспечения стимулирования использования в стране конкурентоспособного отечественного энергетического оборудования прежде всего, в рамках программы модернизации электроэнергетики. Также предлагается рассмотреть вопросы совершенствования нормативной базы вывода устаревшей генерации из эксплуатации и функционирования малой и распределенной энергетики в составе розничных рынков электрической энергии и мощности.
Отдельное предложение касается возможности организации научно-производственного комплекса с привлечением академических и отраслевых НИИ, университетов и предприятий авиационного газотурбостроения для скорейшей разработки конкурентоспособной на мировом рынке перспективной отечественной газовой турбины мощностью 300-400 МВт.
Проект рекомендаций будет доработан с учетом всех предложений, прозвучавших в ходе круглого стола, в течение ближайшего времени.
Источник: in-power.ru
Энергетическое машиностроение: обеспечивая планы модернизации электроэнергетики
«Ожидания от российских машиностроителей, работающих на территории РФ, это надежность, качество, экономичность, эффективность и разумная цена. Спрос на отечественное оборудование мы обеспечим. В самое ближайшее время программа ДПМ-штрих (программа модернизации на основе договоров на поставку мощностей, Ред.) будет принята, и мы двинемся вперед. Программа амбициозная, рассчитанная на многие годы», Вячеслав Кравченко, Заместитель Министра энергетики Российской Федерации.
«В рамках ДПМ-2 формируются пилотные зоны с облегченными условиями по штрафам, по условиям реализации, по удельным капексам и т.д. Мы создаем приемлемый риск для производителя», Василий Осьмаков, Заместитель Министра промышленности и торговли Российской Федерации.
«Именно государство дает то окно возможностей, которое в виде ДПМ-штрих и некоторых других программ возвращает надежду на возрождение энергомаша в целом», Валерий Селезнев, Первый заместитель председателя комитета Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации по энергетике.
Необходимо полностью локализовать производство энергетического оборудования
«Локализация производства энергетического оборудования должна составить 100%. При этом мы должны действовать в рамках существующего правового поля. Нам важно, чтобы это хорошо работало и было поставлено за разумные деньги, соответствовало тем критериям, которые являются сейчас в мире общепризнанными с точки зрения энергетического оборудования.
Энергетическое машиностроение не краткосрочная задача. Задача, связанная фактически с развитием всех взаимосвязанных отраслей. Пять лет плюс минимальный период, о котором мы должны думать и смотреть, как он будет дальше развиваться», Кирилл Молодцов, Помощник Руководителя Администрации Президента Российской Федерации.
«Мы готовы локализоваться. Мы готовы дойти до 100% локализации в определенный период времени. Существует экосистема, в рамках которой будет существовать наше совместное предприятие. Это предприятие будет работать и будет закупать части, необходимые для производства наших больших мощных газовых турбин, речь идет о турбине 2000Е в РФ, включая горячую часть.
Мы хотим, чтобы наше оборудование участвовало в программе ДПМ-штрих. <. >В ближайшее время у нас будет порядка 4 млн долларов вложено для того, чтобы продолжать процесс локализации», Олег Титов, Директор департамента «Производство энергии и газ», Siemens.
Энергетическое машиностроение ключевая отрасль для обеспечения энергетической безопасности России
«Энергомашиностроение, и в частности Силовые машины, является высокотехнологичной отраслью РФ, обладающей экспортным потенциалом, играющей важнейшую роль для обеспечения энергобезопасности России. Мы имеем очень серьезный научно-технический потенциал, очень серьезную большую кооперацию с институтами Академии наук, отраслевыми институтами», Юрий Петреня, Заместитель генерального директора технический директор, ПАО «Силовые машины»; член Международного комитета по присуждению премии «Глобальная энергия».
Правила игры на энергорынке не способствуют обновлению фондов в отрасли
«Необходимо сделать такие правила, которые бы не приводили к написанию очередных программ. Нужно создавать четкие и понятные правила игры на этом рынке, что в данном случае является обнадеживающим, а не сдерживающим фактором, от которого наши машиностроители сильно зависят. Вопрос, который пугает всех, это вопрос цены. Давайте будем честными.
По-хорошему, цена (на электроэнергию Ред.) должна быть такая, при которой не требуются никакие программы ДПМ. Она должно быть абсолютно понятна и экономически обоснована, обеспечена покупательным спросом. Цена, которая даст возможность производить электроэнергию, менять оборудование. У нас сейчас этого, к сожалению, нет.
Программа ДПМ это попытка вдохнуть в жизнь процесс обновления основных фондов несколько иным механизмом, чем тем, который есть сейчас. При существующем механизме это невозможно делать в массовом порядке», Вячеслав Кравченко, Заместитель Министра энергетики Российской Федерации.
«Фактически долгосрочного планирования не было. Были некие попытки описательного взгляда в недалекое будущее, которые периодически менялись с интервалом 3-5 лет», Юрий Петреня, Заместитель генерального директора технический директор, ПАО «Силовые машины»; член Международного комитета по присуждению премии «Глобальная энергия».
«Я прошу, чтобы были некие правила, которые не подразумевают введение кампаний. Потому что с тем же ДМП вышла очень трогательная история. Мы за год планируем свою работу, исходя из сведений о парке установленных турбин, времени окончания их ресурса, понимания планов каждой генерирующей компании по замене основного оборудования. В декабре 2017 года мы узнаем, что ДПМ будет.
Дальше что происходит? У нас одна сделка за год по паровым турбинам, потому что все ждут ДПМ. И все наши планы, ориентированные на то, что у каждого игрока есть какая-то программа, не реализуются. Возможность планирования подразумевает, что таких силовых действий, как ДПМ, быть не должно. Должна быть среда, подразумевающая постепенное обновление оборудования», Михаил Лифшиц, Председатель совета директоров, АО «Ротек».
«Хочется иметь возможность планировать, возможность равномерно производить нужные машины. Одновременно с этим читаем в газетах, что не больше, чем на три года, а, может, и на один, надо все проводить в тестовом режиме. Как тогда планировать?» Степан Солженицын, Старший партнер, McKinsey . >Ну я извиняюсь, но это святая троица нас может подвести к такому результату, что завтра у нас остановится не только энергомаш, у нас вся энергетика встанет моментально. Это основная угроза», Валерий Селезнев, Первый заместитель председателя комитета Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации по энергетике.
Четкое определение задач государством
«Государство должно взять на себя гарантии, что если сейчас будет запускаться инвестцикл возрождения российского энергомашиностроения, то необходимо приступать сейчас к разработке комплексной программы развития отечественного энергомашиностроения», Валерий Селезнев, Первый заместитель председателя комитета Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации по энергетике.
«В России все есть. Наши школьники завоевали на международной физической олимпиаде в Португалии все призовые места. У нас остается огромный потенциал человеческого интеллекта, поэтому нет сомнений мы справимся. Это не лозунги, это реальность, которую подтверждают иностранные специалисты, которые берут наших физиков к себе на работу. Мы справимся с любой задачей, главное, чтобы эта задача была четко сформулирована государством», Валерий Селезнев, Первый заместитель председателя комитета Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации по энергетике.
Введение льгот для компаний, испытывающих новые технологии
«Важнейшая часть истории, если мы хотим видеть новые продукты в отрасли, это режим опытно-промышленной эксплуатации не только на газовые машины, а вообще на новые продукты, и каникулы по штрафам для генерирующих компаний, которые эти новые продукты у себя испытывают», Михаил Лифшиц, Председатель совета директоров, АО «Ротек».
Цифровизация отрасли и разработка собственного ПО
«Цифровая трансформация затрагивает все важнейшие области промышленности и экономики, в том числе и топливно-энергетический комплекс. Сегодня без применения надежных цифровых технологий невозможно добиться технологического прорыва, и именно цифровизация может обеспечить серьезные конкурентные преимущества. Здесь речь идет об аддитивных технологиях например, 3D-печать комплектующих турбин, интернете вещей и открытой операционной платформе на основе облачных решений [Mindsphere]. Ключевые эффекты от цифровизации в энергетической отрасли повышение эффективности, снижение операционных издержек, ускорение процессов, создание новых интеллектуальных систем, которые ближе к потребителю. Поворот к цифровой энергетике затрагивает не только объекты по производству энергии, но и по ее передаче и распределению», Олег Титов, Директор департамента «Производство энергии и газ», Siemens.
«Почему-то никто не говорит о программном обеспечении машиностроительного оборудования. Если ПО будет не в наших руках, если мы не будем владеть ключами к нему, то незадекларированные возможности в этом программном обеспечении могут поставить под угрозу всю нашу энергобезопасность в целом. Поэтому я обращаюсь к Министерству энергетики, Министерству промышленности в критериях программы ДПМ указать четкие параметры этого вопроса. Необходимо передавать не только интеллектуальные права, но и лицензии, на случай, если будет отзыв компаний с нашего рынка в силу известных причин», Валерий Селезнев, Первый заместитель председателя комитета Государственной Думы Федерального Собрания Российской Федерации по энергетике.
Источник: roscongress.org
Новая модернизация: выгоды или риски?
Премьер-министр Дмитрий Медведев подписал постановление о масштабной модернизации тепловых электростанций, программа которой известна как ДПМ-2, или ДПМ-штрих.
В ее рамках в 2022‑2031 гг. планируется обновление около 39 ГВт установленной мощности генерирующих объектов.
Известно также, что предусмотрены переход к конкурентным отборам мощности на шесть лет (сейчас четыре года) и поэтапная индексация ценовых параметров конкурентного отбора мощности в 2022‑2024 гг. Кроме того, утверждены правила определения величин предельных (максимальных и минимальных) капитальных затрат на реализацию таких проектов модернизации и правила индексации величин типовых капитальных затрат на эти проекты.
Незадолго до этого министр энергетики Александр Новак (на фото) сообщил, что правительство одобрило масштабную программу модернизации ТЭС, которая позволит в течение десяти лет привлечь 1,9 трлн руб. частных инвестиций с суммарной модернизацией 41 ГВт мощностей. Первый отбор проектов начнется в апреле-мае. Глава ведомства также рассказал, что проекты для участия в программе будут отбираться на конкурсной основе. Критерием станет цена электроэнергии, достигаемая в результате модернизации.
Постановление принято, правила и порядок сформулированы, участников программы, как говорят регуляторы, будет немало. Несмотря на то что пока слишком рано комментировать даже цели и намерения всех заинтересованных сторон, поскольку видимые черты реализации этот план получит не раньше апреля-мая, мы все же обратились к экспертам «ЭПР» с предложением спрогнозировать, что в целом даст эта программа, а также что осталось пока потенциальным риском.
«Необходимость модернизации ТЭС обусловлена объективными данными, – прокомментировал директор ассоциации «Совет производителей энергии» Дмитрий Вологжанин. – Доля ТЭС в установленной мощности ЕЭС России составляет 68 % (около 160 ГВт). При этом 50 % тепловых генерирующих мощностей достигли или превысили возраст 40 лет. Статистика показывает, что средний возраст энергоблоков на 50 % выше, чем в крупнейших мировых экономиках.
Принятое правительством решение по модернизации генерирующих мощностей тепловых электростанций позволит в самые ближайшие годы избежать дефицита генерирующей мощности, а в долгосрочном периоде покрыть существующее потребление электрической энергии за счет модернизируемых мощностей.
Будет обеспечиваться сдерживание среднего роста цены на электроэнергию в пределах инфляции без существенного роста нагрузки на потребителей. (По данным Росстата, цены на продукцию отечественных металлургических компаний при поставках на внутренний рынок за период август 2017 – август 2018 г. в зависимости от номенклатуры выросли на 18‑30 %, что превышает инфляцию в пять-семь раз. При этом цена мощности в КОМ в первой ценовой зоне в 2018 г. не превышает цену КОМ 2011 года.)
По оценке Совета производителей энергии, в 2020‑2023 гг. средний темп роста одноставочной цены на электроэнергию на оптовом рынке (с учетом роста цены КОМ с 2022 г. и начала программы модернизации) не должен превысить 3,5 %.
После 2024 г. рост нагрузки для крупных потребителей в связи с реализацией программы модернизации ТЭС будет в еще большем объеме компенсироваться снижением платежей по ДПМ-1 (в связи с окончанием срока выплат)».
Свою позицию, которая почти не отличается от той, что была представлена ранее, высказали и в ассоциации «Сообщество потребителей энергии»:
«Стоимость программы модернизации ТЭС (ДПМ-2), представленной на утверждение в правительство России, согласно расчетам нашей ассоциации, составляет 8,2 триллиона рублей, – сообщили в организации. – Представители Минэнерго России, озвучивая параметры программы, указывают только номинальный объем затрат поставщиков в размере 1,4‑1,5 триллиона рублей. Данная стоимость приводится без учета объемов доходности, дополнительной индексации цены конкурентных отборов мощности (КОМ) на 20 % сверх параметров инфляции, а кроме того, регулятор по непонятным причинам ограничивает горизонт своих расчетов 2035 годом при реальном завершении платежей по программе не ранее 2046 года.
В первой ценовой зоне оптового рынка (европейская часть России) в 2022‑2046 гг. потребители заплатят энергетикам за модернизацию тепловых электростанций около 4,2 триллиона рублей. Среднегодовой платеж в этот период составит около 168 миллиардов рублей, максимальный платеж по договорам на поставку мощности придется на период 2032‑2038 годов и составит в среднем около 273,7 миллиардов рублей.
Во второй ценовой зоне оптового рынка (Сибирь) объем платежа на проведение ремонтов существующего и нового оборудования и строительной части составит около 2,4 триллиона рублей. Среднегодовой платеж в этот период составит около 95,6 миллиарда рублей, максимальный платеж по договорам на поставку мощности придется на период 2032‑2039 года и составит в среднем около 153,2 миллиарда рублей.
1,6 триллиона рублей будет стоить потребителям увеличение ценовых параметров конкурентного отбора мощности (КОМ) на 20 % сверх инфляции, запланированное в программе модернизации ТЭС. Рост платежа в первой ценовой зоне оптового рынка в период 2022‑2046 годов из‑за увеличения ценовых параметров КОМ составит около 1 триллиона рублей (при среднегодовом росте платежа в размере около 40 миллиардов рублей). Во второй ценовой зоне за этот период увеличение платежа составит около 600 миллиардов рублей при среднегодовом росте платежа около 24,4 миллиарда рублей.
Ежегодная гарантируемая регулятором доходность энергетиков по тиражируемым проектам составит 13,3 % при сохранении параметров долгосрочных гособлигаций на уровне 7,8 % годовой ставки, что соответствует прогнозному уровню инфляции на уровне 3,5‑4,3 % и неизменности расчетных параметров доходности по договорам на поставку мощности с модернизируемыми объектами на электростанциях.
Стоит отметить, что предыдущая программа ДПМ предусматривала ввод около 30 ГВт новой мощности, ее суммарная стоимость составляет около 3 триллионов рублей, в то время как модернизация ТЭС фактически нацелена на проведение капитальных ремонтов 39 ГВт с устаревшей технологией паросилового цикла.
Приведенные расчеты не включают финансирование субсидий для дальневосточных потребителей, оплату инвестиционной надбавки электростанциям «РусГидро», расположенным в Дальневосточном федеральном округе, а также продление после 2024 года программы поддержки развития генерирующих объектов на основе ВИЭ за счет повышенных платежей потребителей (ДПМ ВИЭ)», – резюмировали в ассоциации.
Гидрогенерирующий холдинг «РусГидро» намерен участвовать в новой программе, хотя это будут отдельные проекты и решения.
«В состав «РусГидро» входит тепловая генерация на Дальнем Востоке, – отметили представители холдинга. – В компании разработана долгосрочная программа замещения выбывающих мощностей на территории Дальневосточного федерального округа. В ее рамках предлагается построить Артемовскую ТЭЦ-2 (замещает выбывающую Артемовскую ТЭЦ), Хабаровскую ТЭЦ-4 (замещает Хабаровскую ТЭЦ-1), вторую очередь Якутской ГРЭС-2 (замещает Якутскую ГРЭС), а также модернизировать оборудование действующих Владивостокской ТЭЦ-2 и Комсомольской ТЭЦ-2. Предложения «РусГидро» переданы в федеральное правительство».
Реализация программы ДПМ-1 дала потребителям эффект в виде обновления генерирующих мощностей: за период 2008‑2017 гг. было введено в эксплуатацию 40 ГВт новых мощностей преимущественно в рамках ДПМ и ДПМ АЭС / ГЭС, а к 2021 г. величина вводов превысит 46 ГВт.
Как следствие, произошло замедление темпов роста цен на электроэнергию на оптовом рынке по сравнению с темпами роста цен на топливо (темп роста цен рынка на сутки вперед (РСВ) в 2008‑2017 гг. составил 68 %, хотя за тот же период тарифы на природный газ выросли на 143 %).
При этом, по расчетам ассоциации «Совет производителей энергии» и экспертов рынка, совокупная плата потребителей по ДПМ-1 в размере 2,6 трлн руб. будет компенсирована за счет отставания цен на электроэнергию от роста цен на газ и снижения цены КОМ.
По словам представителей Российского независимого аналитического кредитного рейтингового агентства (АКРА), «опыт тепловых ДПМ показал, что переплата за профицит мощности была компенсирована снижением цен на РСВ.
Источник: energosmi.ru