Участники рынка обсуждают возможность расширения заявки «Газпром энергохолдинга» о поддержке угольных станций на объекты в УрФО. Больше всего вопросов у экспертов при этом вызывает Троицкая ГРЭС, принадлежащая ПАО «ОГК-2» (входит в ГЭХ). По словам собеседника издания в одной из генерирующих компаний, Троицкая ГРЭС практически не загружена, несмотря на ежегодные многомиллиардные платежи потребителей.
Фото: zoozel.ru
«Если посмотреть на уровень загрузки генерирующего оборудования и объемы выработки, получается, что один киловатт обходится потребителям крайне дорого. В первую очередь, это обусловлено вводом в эксплуатацию по программе ДПМ 10 энергоблока 660 МВт. Сейчас станция может получать за него с рынка порядка 600-650 тыс. рублей за мегаватт в месяц. Если добавить сюда содержание 1 и 3 энергоблока и сравнить с полезным отпуском, выходит, что содержание станции обходится потребителям неоправданно дорого», – считает инсайдер «Правды УрФО» на энергорынке.
Исходя из официальных данных, ПАО «ОГК-2» за первую и третью очереди Троицкой ГРЭС суммарной установленной мощностью 740 МВт получало с рынка 104,4 тыс. рублей за МВт в месяц в первом полугодии 2018 года и 108,6 тыс. рублей во втором. К прочему, по оценкам участников рынка, еще более 600 тыс. рублей ОГК-2 получает за каждый мегаватт 10-го энергоблока. Суммарный годовой платеж по первым двум блокам составляет порядка 1,9 млрд рублей. Еще порядка 5,1 млрд рублей рынку обходится 10-й энергоблок ПСУ-660. Таким образом, потребители ежегодно тратят около 7 млрд рублей на содержание станции.
В целом, по заверениям потребителей, такие платежи укладываются в существующую модель рынка, однако вопросы вызывает эффективность и востребованность станции. Дело в том, что согласно официальным данным ПАО «ОГК-2», коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) на Троицкой ГРЭС крайне низок – станция практически не загружена.
По данным генерирующей компании, в первом квартале 2018 года КИУМ Троицкой ГРЭС составил всего 15%, а во втором – 17%. При таких показателях суммарная выработка станции за первый и второй кварталы составила всего 968 млн кВт*ч, а за прошлый год – немногим более 1,6 млрд кВт*ч.
Как отмечают эксперты, многие угольные электростанции несут системные функции и уже поэтому нужны энергосистеме. По словам заместителя руководителя Экономического департамента Института энергетики и финансов Сергея Кондратьева, к примеру, Новочеркасская ГРЭС имеет достаточно хорошие показатели. Согласно производственной отчетности, выработка электроэнергии на ГРЭС в 2017 году превысила 10,06 млрд кВт*ч (в годовом отчете указана более высокая цифра – 10,89 млрд руб.), КИУМ составил 50,8%. Для угольной электростанции, работающей рядом с крупной АЭС в энергосистеме с высокой суточной неравномерностью (где существует проблема «ночного минимума» – низкое потребление электроэнергии ночью и маломаневренные мощности АЭС, ТЭЦ, угольных ГРЭС), такие результаты можно назвать неплохими.
Однако, указывает собеседник «Правды УрФО», на 9-м энергоблоке Новочеркасская ГРЭС использует для сжигания угля технологию ЦКС, что оказалось не очень удачным для ГЭХ. В 2017 КИУМ по «старой части» ГРЭС составил 60,9%, по НГРЭС-7 – 53,1%, а по 9-му энергоблоку – всего 28,8%. Дело в том, считает эксперт, что это пилотный энергоблок (до этого компании не использовали в промышленных масштабах технологию ЦКС), и, возможно, с этим связаны пониженная выработка и КИУМ.
«Проблема Троицкой ГРЭС – это тоже, во многом, проблема новых мощностей. Установленная мощность «старой» ГРЭС – 655 МВт, КИУМ в 2017 г. – 23,6%. Это, конечно, немного. Но новый ПСУ-660 выработал всего 326 млн кВт*ч (КИУМ – 5,6%), в 2018 г. ГЭХ ожидает улучшения результатов нового энергоблока, но все же они будут очень низкими: 627 млн кВт*ч (КИУМ – 10,8%). Топливная составляющая для ПСУ-660 Троицкой ГРЭС тоже достаточно высокая: 826 руб./МВт*ч в 2017 г. против «старой» очереди в 785 руб./МВт*ч и 673 руб./МВт*ч, например, у Рефтинской ГРЭС. Это накладывается на не очень хорошую макроэкономическую картину: в 2017 выработка по ОЭС Урала выросла всего на 0,7%, при этом ТЭС снизили производство из-за увеличения выработки на «ценопринимающей» Белоярской АЭС (освоение мощностей БН-800)», – указывает аналитик Института энергетики и финансов Сергей Кондратьев.
Фото: gazprom.ru
Таким образом, конкурировать со старыми угольными ТЭС и новыми ПГУ современным угольным блокам сейчас непросто. Во многом это «проблемы роста» – если пауза в интенсивном строительстве газовых мощностей длилась на Урале 10-15 лет, то в угольной генерации она затянулась на 30 лет, поэтому новые угольные энергоблоки сталкиваются с большими трудностями. Но как быстро удастся их преодолеть – зависит от менеджмента компаний.
Участники рынка связывают высокую топливную составляющую Троицкой ГРЭС со спецификой поставок угля. «Станция зависит от стоимости кузнецкого угля, к прочему, играет роль транспортный фактор. Например, «Фортум» использует разные разрезы, диверсифицирует поставки и хорошо торгуется. Это связано еще и с тем, что прочие генерирующие компании используют более «всеядное» оборудование, в то время как Троицк привязан к одному типу топлива. «Энел» также сумела выстроить эффективную угольную генерацию, если говорить о Рефтинской ГРЭС. Тем не менее, складывается ситуация, когда Троицкая ГРЭС получает миллиарды рублей с рынка и фактически не работает. Вероятно, стоимость производства на станции слишком велика, из-за чего заявки станции не отбираются на РСВ», – отмечает один из участников рынка.
Как ранее сообщала «Правда УрФО», 10-й энергоблок «Троицкой ГРЭС» был введен в эксплуатацию в конце июня 2016 года, однако почти полтора года оборудование находилось в простое, продолжая получать плату за мощность с рынка. В компании простой объясняли длительным ремонтом оборудования. Сейчас ситуация кардинально не изменилась, загрузка оборудования минимальна, но потребители продолжают оплачивать невостребованную генерацию. В случае введения дополнительной надбавки в цене на мощность для угольщиков, потребители ждут ощутимого роста конечной стоимости электроэнергии, в которой генерация занимает порядка 50%.
«Дополнительная надбавка для угольных станций не была бы такой критичной, если бы на нее не наслаивались другие факторы, такие как субсидирование Дальнего Востока, ввод атомных энергоблоков, проекты ВИЭ и ДПМ-2. Вкупе все эти факторы создают значительную нагрузку на рынок», – резюмировал собеседник издания на энергорынке.
В пресс-службе филиала ПАО «ОГК-2» – Троицкая ГРЭС сообщили, что по данным на 1 сентября функционируют турбогенераторы №1 и 3 (170 МВт), энергоблоки №8 (485 МВт) и №10 ДПМ (660 МВт). По результатам отборов мощности на 2018-2021 годы энергоблоки №1 и 3 не имеют обязательств по поставке мощности на оптовый рынок, поэтому потребители не будут платить за услугу поддержания мощности в состоянии готовности.
«Данное оборудование подлежит выводу из эксплуатации по готовности замещающего источника теплоснабжения. Оборудование Троицкой ГРЭС ТГ-1,3 и энергоблок №8 не может быть отнесено к объектам, поставляющим мощность в вынужденном режиме для обеспечения безопасности топливно-энергетического комплекса Европейской части России, так как оно работает на углях Экибастузского бассейна, расположенного в Казахстане и диверсификация топлива невозможна ввиду отсутствия на российском рынке углей аналогичной характеристики. Блок №10 поставляет мощность по договору о предоставлении мощности до 30.11.2024 и потребляет уголь из Кузнецкого угольного бассейна (Сибирь), в связи с чем не может быть в дальнейшем отнесен к объектам вынужденного режима для обеспечения безопасности ТЭК Европейской части России. Оборудование Троицкой ГРЭС не может рассматриваться для получения каких-либо преференций от уникальности его функционирования или взаимосвязанности с другими отраслями российской экономики, в том числе топливно-энергетического комплекса Европейской части России», – прокомментировали в компании.
«Правда УрФО» продолжит следить за развитием событий.
Фото превью: ogk2.ru
3 комментария к “Потребители отказываются платить за Троицкую ГРЭС. «Газпром энергохолдинг» просит денег для угольных станций”
И тем не менее Фортум в своих ТЭЦ действительно отказались от угля с Коркинского разреза и стали закупать привозной, получше, причём не всегда один и тот же. Оборудование у всех разное, к тому же компания вполне могла его модернизировать. Но факт есть факт — совсем не обязательно зависеть от поставок с одного месторождения. Хуже дело с загруженностью мощностей, обеспечить высокую загруженность не просто, многим остаётся лишь «системная функция».
Вот типичный специалист Фортум. У них уголь «привозной» у каждого угля есть своя МАРКА и «не всегда один и тот же» одинаковых углей не бывает. «Оборудование у всех разное», правельно оно проектируется для каждой марки топлива своё. А загруженность мощностей, зависит от мощности, готовности оборудования и цены электроэнергии на рынке. Конкурировать с газовой генерацией угольной станции нет смысла, вот и грузят газовые блоки и как правило большие. Базовые блоки и несут основную нагрузку, а ТЭЦ как правило маневренные для покрытия пиков нагрузки. А так же лобби в структуре системного оператора. Та что представитель Фортум поучитесь хотя бы в техникуме и желательно поработать в энергетике.
Что за эксперт говорит о «всеядности станции»? Ну залей в свою машину керосин или мазут! Каждый котлоагрегат расчитан только на одно основное и растопочное топливо. Для примера перевод на непроектный уголь на Аргаяшской ТЭЦ велось более 1,5 лет одного котлоагрегата совместно с проектировщиками в начале 2000г. Где сейчас вы найдёте этих проектировщиков? Спасибо Рыжему с его реформой, вот вам и рынок всё расставил на место. Блоки стоят а мы платим, на Берёзовской новый блок уничтожили и всё равно год платили!!! Это повальное расхитительство денег. Поробуй ГЭХ деньги не заплатить. 10 блок ТГРЭС после официального ввода 2 года достраивали и 2 года платили за несуществующую выработку, то мы в резерве, то мы в ремонте ОЧКОВТИРАТЕЛИ.