На Главную

Расширенный поиск

НовостиКомментарииBigpower DailyЭнергорынокПродукты BigpowerNews
Вход Регистрация
 
14 декабря 2011, 14:29
Распечатать Отправить по почте Добавить в Избранное В формате RTF

Программа модернизации электроэнергетики на 2011–2020 гг, подготовленная по заказу Минэнерго, обойдется отрасли в 11,2 трлн руб (версия 1, подробные данные)

По расчетам разработчиков программы, к 2020 г из эксплуатации должно быть выведено более 27 ГВт, а введено новых мощностей более 82 ГВт. 4,7 трлн рублей предлагается вложить в сети, остальное — 6,5 трлн рублей — в развитие генмощностей. При этом 4,5 трлн должно быть направлено на ТЭС, а мощности газовых ТЭС увеличены в 7,4 раз – до 49 ГВт. Генераторы и потребители заявляют о противоречивости расчетов и призывают Минэнерго доработать документ.


Ред: меняется источник, добавлены подробности

МОСКВА, 13 декабря (BigpowerNews) – Государственный Энергетический институт имени Кржижановского по заказу Минэнерго РФ подготовил проект программы модернизации электроэнергетики России до 2020 года.

В программе, с текстом которой BigpowerNews удалось ознакомиться, указывается, что «актуальность разработки программы обусловлена тем, что, с 1991 года более чем в 1,5 раза увеличились относительные потери электроэнергии в электросетях на ее передачу и распределение; более чем в 1,5 раза выросла удельная численность персонала в отрасли; более чем в 2,5 раза снизилась эффективность использования капвложений. В 5 раз сократился средний ежегодный ввод генмощностей по сравнению с вводами 60−80−х годов прошлого столетия». Разработчики, отмечая существенный рост в последние годы тарифов на электроэнергию, констатируют, «что после распада СССР существенно снизились экономическая эффективность функционирования и темпы развития электроэнергетики в России».

Среди причин снижения эффективности электроэнергетики в программе называются: использование отсталых технологий, морально и физически устаревшего энергооборудования, а также отсутствие в настоящее время оптимальной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов.

Целью Программы называется «кардинальное обновление электроэнергетики России на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов, повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны и на этой основе снижение темпов роста тарифов на электрическую и тепловую энергию».

Как следует из документа, для решения проблем отрасли энергетикам предлагается вложить в модернизацию своих мощностей в последующие 9 лет более 11,2 трлн рублей (в номинальном выражении), в том числе: в генерирующие мощности должно быть инвестировано 6,5 трлн рублей, включая: 4 трлн рублей ― в ТЭС, 2,5 трлн рублей ― в АЭС, ГЭС, ГАЭС и ВИЭ; электрические сети ― 4,7 трлн рублей, включая: 2 трлн рублей ― в ЕНЭС, 2,7 трлн рублей ― в распределительные сети.

Среди ожидаемых результатов реализации программы называются:

— повышение проектного показателя балансовой надежности — с 0,996 до 0,9991

— вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенного и морально

устаревшего оборудования — 27 033 МВт, в том числе: ТЭС – 23 283 МВт; АЭС – 3 750 МВт;

— новые вводы мощности на электростанциях – 82 434 МВт, в том числе: ТЭС – 61 496 МВт; АЭС – 9 952 МВт; ГЭС – 7 924 МВт; ВИЭ – 3 062 МВт;

— увеличение установленной мощности газовых ТЭС с применением передовых технологий на основе ГТУ в 7,4 раза — с 6600 до 49 000 МВт;

— КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) — не менее 50 %;

— КПД новых угольных ТЭС — не менее 38 %;

— КПД новых и модернизированных АЭС — не менее 34 %;

— снижение удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС с 332,7 до

300 г у.т./кВт·ч;

— снижение потерь в ЕНЭС с 4,6 до 3,5 %, в распределительных сетях – с 8,9 до 6,5 %;

— снижение процента износа электросетевого оборудования в ЕНЭС до 30%;

— снижение процента износа электросетевого оборудования в распределительной сети

до 50%;

— вводы новых электросетевых объектов:

ЕНЭС:

ВЛ напряжением 220 кВ и выше 54,7 тыс. км,

трансформаторной мощности 116,8 тыс. МВА;

распределительной электрической сети:

ВЛ напряжением 0,4 — 110 кВ 95,3 тыс. км,

трансформаторной мощности 60,6 тыс. МВА.

В проекте программы указывается, что основу российской электроэнергетики составляют более 700 электростанций общей мощностью 227,5 ГВт. Таким образом, с учетом мощностей, которые планируется вывести из эксплуатации, в соответствии с программой общая мощность электростанций в РФ должна увеличиться к 2020 году на 25,2% — до 284,7 ГВт.

В рамках программы также предполагается освоение и создание ряда новых технологий и энергооборудования, в том числе:

—  создание угольного энергоблока на суперсверхкритические параметры пара;

— создание и освоение мощных высокоэффективных газовых турбин мощностью 65/75−110/120−160/170−270−350 МВт;

— разработка технологии внутрицикловой газификации углей и создание пилотной установки;

— создание отечественных котлов с циркулирующим кипящим слоем;

— сооружение Забайкальского и Амурского преобразовательных комплексов несинхронного объединения ОЭС Сибири и ОЭС Востока;

— внедрение асинхронизированных компенсаторов реактивной мощности АСК 2 × 100 Мвар;

— разработка и сооружение ВТСП кабельной линии длиной 1500 м, 20 кВ, 1500 А;

— разработка и сооружение ВТСП трансформатора мощностью до 1000 кВА с магнитопроводом из аморфной и наноструктурированной стали;

— разработка сверхпроводящих накопителей и энергетических батарей;

— строительство двух ВЭС суммарной установленной мощностью 105 МВт в Краснодарском крае;

— сооружение опытно-промышленных Старогрозненской и Дагестанской ГеоТЭС мощностью по 10 МВт;

— сооружение Северной приливной электростанции мощностью 12 МВт;

— разработка сети биогазовых станций в Белгородской области суммарной мощностью 10 МВт;

— разработка и создание демонстрационной зоны с использованием технологий Smart Grid.

В  рамках подпрограммы модернизации ТЭС предусматривается:

— вывод из эксплуатации (демонтаж, консервация) физически изношенного и морально устаревшего оборудования ― 23 283 МВт, в том числе по виду топлива: 17 413 МВт — на природном газе, 5 723 МВт ― на угле; 148 МВт – на дизельном топливе; по типу электростанции: 11 291 МВт ― конденсационных агрегатов, 11 992 МВт ― теплофикационных агрегатов;

— новые вводы мощности на тепловых электростанциях составляют 61 496 МВт, в том числе по виду топлива: 44 002 МВт ― на природном газе, 17 494 МВт ― на угле; по типу ввода: 50 322 МВт ― новое строительство и расширение, 11 174 МВт ― техническое перевооружение и реконструкция; с учетом экспортно-ориентированных ТЭС в ОЭС Сибири общей мощностью 7 200 МВт (Олонь-Шибирской ТЭС ― 3600 МВт, Харанорской ТЭС-2 ― 2400 МВт, Татауровской ГРЭС ― 1200 МВт);

— установленная мощность газовых ТЭС на основе передовых технологий (ПГУ и ГТУ): 2010 год — 6600 МВт; 2020 год ― 49000 МВт;

— КПД новых угольных ТЭС ― не менее 38 %;

— КПД новых газовых ТЭС (ПГУ) ― не менее 50 %;

— средний эксплуатационный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии – снижение с 332,7 г у.т./кВт ч до 300 г у.т./кВтч.

Подпрограмма модернизации гидроэнергетического комплекса предусматривает:

— ввод в эксплуатацию дополнительных генмощностей в объеме 7,9 ГВт к 2020 году, в т.ч. ― за счет реконструкции действующих ГЭС ― 0,9 ГВт, на строящихся ГЭС и ГАЭС ― 5,1 ГВт, на ГЭС и ГАЭС — новостройках ― 1,9 ГВт;

— прирост годовой выработки электроэнергии к 2020 году – 22,2 ТВт ч, в т. ч. за счет реконструкции действующих ГЭС ― 1,9 ТВт ч, на строящихся ГЭС и ГАЭС ― 15,2 ТВт ч, на ГЭС и ГАЭС — новостройках ― 5,1 ТВтч;

—  снижение среднего по всему парку гидрогенерирующего оборудования физического износа к 2020 году по отношению к 2010 году: по турбинам― на 27 %, по генераторам – на 10 %.

Подпрограмма модернизация АЭС предполагает до 2020 года:

— модернизацию действующих АЭС путем повышения мощности: реактора РБМК ― до 105 % от номинала; ВВЭР-440 ― до 107%; ВВЭР-1000 ― до (104―110)% от номинала;

— продолжение срока эксплуатации блоков АЭС с реакторами ВВЭР-440, РБМК и ЭГП-6 на 15 лет, с реакторами ВВЭР-1000 – на 25 лет;

— ввод новых блоков АЭС мощностью 10 ГВт;

— разработку проектов АЭС- с реакторами ВВЭР-ТОИ, реакторами на быстрых нейтронах, создание технологий замыкания топливного цикла;

— создание плавучих АЭС малой мощности;

— строительство демонстрационных проектов АЭС с реакторами на быстрых нейтронах и опытно-демонстрационных цехов на предприятиях ядерного топливного цикла;

— снижение удельных капвложений на 1 кВт вводимой мощности на 10% по сравнению с 2009 года; снижение эксплуатационных расходов на 1 кВтч на 20% по сравнению с 2009 годом в соответствующих ценах.

В подпрограмме «Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года» предусматривается увеличение установленной мощности и выработки электроэнергии к 2020 году с использованием ВИЭ до 4377 МВт и 16 655 млн кВт ч, в том числе, соответственно, на:

— ВЭС до 2031 МВт и 5725 млн кВтч,

— МГЭС до 1148 МВт и 4960 млн кВтч,

— ГеоТЭС до 167 МВт и 952 млн кВтч,

— СЭС до 34 МВт и 46 млн кВтч,

— ПЭС до 13 МВт и 52 млн кВтч,

— БиоТЭС до 984 МВт и 4920 млн кВтч.

Что касается электросетевого комплекса, то подпрограмма его модернизации включает, в том числе:

— снижение процента износа электросетевого оборудования до 50 % в распределительных сетях и до 30% — в ЕНЭС к 2020 году;

— снижение потерь электроэнергии в ЕНЭС с существующего уровня 4,6% до 3,5%, распределительной сети — с 8,9% до 6,5% к 2020 г.;

— обеспечение проектного показателя балансовой надежности ― на уровне 0,9991 к 2020 года;

— повышение управляемости электрических сетей.

Подпрограммой предусмотрен:

— ввод новых электросетевых объектов в ЕНЭС: ЛЭП напряжением 220 кВ и выше – 54,7 тыс.км, трансформаторной мощности – 116,8 тыс. МВА;

— в распределительной электрической сети: ЛЭП напряжением 220 кВ и ниже – 95,3 тыс.км, трансформаторной мощности – 60,6 тыс. МВА;

— реконструкция оборудования в ЕНЭС: ЛЭП напряжением 220 кВ и выше – 9,7 тыс.км, трансформаторной мощности – 129,2 тыс. МВА;

— в распределительной электрической сети: ЛЭП напряжением 220 кВ и ниже – 156,1 тыс.км, трансформаторной мощности – 79,9 тыс. МВА.

Разработчики программы к механизмам ее реализации относят следующие:

– внутренние финансовые ресурсы компаний, включая амортизационные отчисления, а также целевые инвестиционные средства, исключаемые из состава налогооблагаемой прибыли (как минимум – для атомной энергетики);

– объемы и стоимость капитала, привлекаемого на условиях гарантирования доходности в сетевые компании (RAB-регулирование) и в сектор генерации (вводы в рамках ДПМ и МГИ);

– объемов конкурентного ценообразования на долгосрочном рынке мощности (ДРМ) и экономически обоснованного уровня предельных цен на мощность (price-cap), которые определяют долю ДРМ в средневзвешенной цене мощности для потребителей на оптовом рынке.

За счет этих механизмов планируется обеспечить снижение темпов роста тарифов на электроэнергию на уровне 2015 года в среднем на 5 % , а на уровне 2020 года – на 8,4 % по сравнению с использованием базовых параметров регулирования.

Структура источников финансирования программы модернизации электроэнергетики до 2020 года

млрд руб.

%

2011−2015 гг.

2016−2020 гг.

2011−2020 гг.

2011−2015 гг.

2016−2020 гг.

2011−2020 гг.

Всего отрасль

Всего финансирование

4 521

6 725

11245

100%

100%

100%

амортизация

1 356

2 354

3 711

30%

35%

33%

прибыль

1 718

2 287

3 936

38%

34%

35%

внешние

1 447

2 085

3 598

32%

31%

32%

Генерация

Всего финансирование

2 571

3 961

6 533

100%

100%

100%

амортизация

694

1 109

1 764

26%

28%

27%

прибыль

1 054

1 545

2 613

41%

39%

40%

внешние

823

1 307

2 156

32%

33%

33%

Электрические сети

Всего финансирование

1950

2763

4713

100%

100%

100%

амортизация

663

1 243

1 932

35%

45%

41%

прибыль

663

718

1 367

34%

26%

29%

внешние

624

801

1 414

32%

29%

30%

ГЭС

Всего финансирование

375

566

942

100%

100%

100%

амортизация

105

170

273

28%

30%

29%

прибыль

135

187

320

36%

33%

34%

внешние

135

209

349

36%

37%

37%

АЭС

Всего финансирование

642

910

1 553

100%

100%

100%

амортизация

173

228

404

27%

25%

26%

прибыль

321

564

885

50%

62%

57%

внешние

148

118

264

23%

13%

17%

ТЭС

Всего финансирование

1 554

2 485

4 039

100%

100%

100%

амортизация

389

696

1 091

25%

28%

27%

прибыль

606

820

1 414

39%

33%

35%

внешние

559

969

1 535

36%

39%

38%

ЕНЭС

Всего финансирование

929

1 057

1 986

100%

100%

100%

амортизация

334

634

953

36%

59%

48%

прибыль

260

275

536

28%

26%

27%

внешние

334

148

497

36%

14%

25%

Распределительные сети

Всего финансирование

1 020

1 707

2 727

100%

100%

100%

амортизация

347

666

1 009

34%

39%

37%

прибыль

377

427

818

38%

25%

30%

внешние

296

615

900

29%

36%

33%

Согласно проекту программы, в целом за счет собственных источников может быть обеспечено финансирование 2/3 потребности в капиталовложениях, а примерно треть средств (3,6 трлн. рублей) потребуется привлечь с рынков капитала, прежде всего — в виде кредитных ресурсов, из них 60 % — в сектор генерации и 40 % — в электросетевой сектор.Почти 70% общей потребности отрасли во внешнем финансировании приходится на тепловую генерацию, обеспечивающую основной прирост установленной мощности, а также на сектор распределения электроэнергии.

В проекте программы отмечается, что несмотря на сравнительно небольшую долю привлеченных средств в структуре финансирования Программы модернизации, прогнозируемые параметры ценовой и тарифной политики формируют тенденцию к росту кредитной нагрузки, прежде всего – в тепловой генерации и распределительном комплексе. Разработчики программы признают, что в этой ситуации показатели кредитной устойчивости будут последовательно ухудшаться «практически во всех секторах, особенно – в тепловой генерации и распределительных сетях, где отношение долга к EBITDA (суммы амортизационных отчислений и прибыли до уплаты процентов и налогов) во втором пятилетии возрастает до 2 и более».

По предварительной оценке, авторов проекта, «жесткое сдерживание кредитной нагрузки при условии поддержания показателя «долг/EBITDA» не выше 1 приведет к недофинансированию Программы модернизации почти на 12 %. При этом недофинансирование Программы модернизации в РСК может составить более 20 %».

Генераторы и потребители программой не довольны

Представленная программа подверглась резкой критике производителей энергии. Около недели назад, 9 декабря, объединяющее большинство собственников тепловой генерации НП «Совет производителей энергии» (СПЭ) направило в Минэнерго РФ на имя замминистра Андрея Шишкина письмо с замечаниями к программе. Документ подписали директор НП Игорь Миронов и председатель совета по энергетической безопасности и технологической надежности Валентин Межевич.

Генераторы, отнеся к достоинствам программы «широкий охват электроэнергетических технологий», говорят, что назвать программу «документом, который можно использовать, как руководство к действию нельзя». По мнению производителей энергии, «в рамках программы наблюдается отсутствие связи с действующими программными документами в электроэнергетике». Как пояснил BigpowerNews директор НП Игорь Миронов, в частности, речь идет о «Схеме ЕЭС на 2010−2016 года», «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года» и «Энергетической стратегии России на период до 2030 года». В письме СПЭ отмечается, что по ряду объектов генерации и сетей, вошедших в программу, уже ведется строительство и идет финансирование.

Кроме того, по мнению партнерства, отраженный в программе объем ввода новых мощностей – 82,434 ГВт – не отражает реального спроса на электроэнергию и является существенно завышенным. Разработчики в своих расчетах за основу приняли прогноз, используемый в генсхеме до 2020 года, согласно которому спрос будет расти в 2011−2012 годах на 1,2% в год, в 2013−2020 годах — от 2,2 до 3,5%. В НП же считают, что в год прирост будет не более 1%. Кроме того, генераторам не ясно, как были рассчитаны капзатраты по программе.

«Совет производителей» сетует на то, что в программе не приводятся сценарии развития ситуации для конечных потребителей. Сами потребители электроэнергии пока оценивают программу и от прогнозов воздерживаются, однако также отмечают, что прогноз потребления в программе явно завышен. В частности, директор НП «Сообщество покупателей рынков электроэнергии», куда входят крупнейшие покупатели электроэнергии, в том числе РусАл, Дмитрий Говоров говорит, что «как именно отразиться программа на ценах на энергию для конечных потребителей пока говорить рано: работа над документом продолжается». «Но то, что прогноз потребления завышен — очевидно, а это в свою очередь может больно ударить по потребителям, которым, в случае принятия документа в таком виде, придется оплачивать в том числе и невостребованную мощность. Мы выступаем за принцип: невостребованная мощность, как генерирующая, так и сетевая, не должна оплачиваться» — сказал он BigpowerNews, добавив, что «только тогда повысится ответственность энергетиков при принятии инвестиционных решений».

Но главной проблемой проекта программы производители называют отсутствие в ней реальных механизмов возврата инвестиций. Генкомпании поддержали применение указанного в проекте механизма ДПМ и МГИ, но выступили против использования price-cap в конкурентном отборе. По их мнению, price-cap создает для генкомпаний при инвестировании дополнительные риски.

Не устраивает генераторов и предлагаемая структура источников финансирования программы. В частности, увеличение в ней доли чистой прибыли для генерации до 40%, по расчетам СПЭ, в период до 2015 года, когда генкомпании будут привлекать под проекты по ДМП значительные кредитные ресурсы и когда до 90% чистой прибыли потребуется на их обслуживание, приведет к росту, по некоторым компаниям, отношения долга к EBITDA до 4 и более. Это «является недопустимым», заявляют в СПЭ.

Гендиректор члена СПЭ, электроэнергетической «дочки» «Газпрома» ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Федоров, говорит, что «предлагаемые финансовые модели развития отрасли оторваны от жизни и на практике недостижимы». «В настоящее время у нас и наших коллег по отрасли нет ясности относительно будущего статуса этого документа, сферы его действия и механизмов реализации, хотя важность самого документа не вызывает сомнений. Пока данная Программа может рассматриваться только как отраслевой обзор с прогнозом ситуации в перспективе до 2020 года», — сказал Федоров BigpowerNews.

Распечатать Отправить по почте Добавить в Избранное В формате RTF
РАНЕЕ В РУБРИКЕ
Все материалы рубрики: Инвестиции, проекты
ГЛАВНОЕ
20 августа, 12:17
МОСКВА, 20 августа (BigpowerNews) - При Минпромторге России образован экспертный совет для рассмотрения заявок на предоставление субсидий разработчикам газовых турбин большой мощности, следует и Приказа Минпромторга России от 27.
19 августа, 22:08
BigpowerNews  в Telegram https://t.me/Bigpowernews  !!! JOIN BIGPOWER channel !!! МОСКВА. 19 августа (BigpowerNews) – Системный оператор (СО) в период с 14 по 16 августа 2019 г.
19 августа, 10:04
BigpowerNews  в Telegram https://t.me/Bigpowernews  !!! JOIN BIGPOWER channel !!! МОСКВА, 17 августа (BigpowerNews) - Правительство одобрило законопроект, освобождающий владельцев микрогенерации от налога на доходы физических лиц (НДФЛ) с продажи энергии, сообщается на сайте кабмина.



© 2019 ООО «БИГПАУЭР НЬЮС».
© 2009-2019 Информационное агентство «Big Electric Power News».
Категория информационной продукции 16+
тел. : +7(495) 589-51-97.
Страница BigpowerNews в Facebook
Страница BigpowerNews в Twitter
Телеграм-канал по энергетике BigpowerNews
Страница BigpowerNews в Instagram
Главный редактор: maksim.popov@bigpowernews.com
Редакция: editor@bigpowernews.com
Для пресс-релизов: newsroom@bigpowernews.com
Для анонсов:newsroom.events@bigpowernews.com
Отдел продаж:sales.service@bigpowernews.com

Информация об ограничениях

Самые актуальные новости энергетики России на профессиональном он-лайн издании BigpowerNews. Обзоры рынка, интервью, свежий взгляд на современные проблемы электроэнергетики – вся эта информация теперь представлена в одном месте! Электроэнергетика Российской Федерации и Москвы, в частности, рассматривается на страницах нашего специализированного издания. Текущее состояние и новое в электроэнергетике Вы сможете узнавать в режиме реального времени.

ГЭС РусГидро
Атомная энергетика в России
Электроэнергетика России и стран СНГ
Статистика рынка электроэнергии
АЭС России
ОРЭМ
Альтернативная энергетика
Рынок электроэнергии России
Котировки акций электроэнергетических компаний
Форум энергетиков
ТЭЦ
Министерство энергетики России
Энергетика, промышленность России
Перспективы развития энергетики
Мировая энергетика
Тарифы на электроэнергию
Промышленная энергетика
Росэнергоатом
Проблемы энергетики
Реформирование электроэнергетики России
ГРЭС
Интер РАО ЕЭС
РусГидро
Холдинг МРСК

Расширенный поиск