Суббота, 24.07.2021, 14:25

Приветствую Вас Гость | RSS

Главная » 2013 » Август » 16 » Сергей Мироносецкий: "Надеюсь, что у угольной энергетики России будет вторая волна"
16:06
Сергей Мироносецкий: "Надеюсь, что у угольной энергетики России будет вторая волна"

После долгого периода стагнации, когда потребление электроэнергии падало, а генерирующие мощности сокращались, а затем не менее сложного периода реформ, когда потребление росло, а мощности — нет, российская электроэнергетика наконец вступает в новый этап, связанный с осуществлением строительства новых генерирующих мощностей и крупномасштабных реконструкций энергообъектов, запущенных в эксплуатацию в прошлом веке.

Во многих странах мира угольная энергетика получила второе дыхание: новые технологии позволили довести основные экологические характеристики угольных ТЭС практически до газовых аналогов, а по показателям КПД порой даже сравняться с ними. Если цена на газ во всем мире фактически привязана к стоимости нефти, которая во многом определяется факторами, далекими от энергетики, то цена на уголь от цен на нефть зависит мало, и рост стоимости угля за последние 10 лет существенно отставал от роста цен на голубое топливо.

Однако для масштабного развития новой угольной генерации в России необходимо решить ряд специфических для нее задач. Об этом состоялся наш разговор с генеральным директором ООО "Сибирская генерирующая компания" Сергеем Мироносецким.

— Сейчас многие энергокомпании сокращают издержки в том числе путем диверсификации поставщиков топлива. Энергетические предприятия "СГК" за последние годы проделали большую работу по оптимизации переменных издержек. Как изменился топливный баланс ваших ТЭС?

— Мы работаем над диверсификацией поставляемого топлива для наших станций.

Электростанции Кемеровской области, к примеру, полностью отказались от угля марки СС и перешли на более распространенный уголь Д. Опыт поставок каменных углей марки СС, которые всегда являлись основным топливом для большинства кемеровских станций, в 2010–2011 гг. показал высокую степень зависимости поставщиков слабоспекающихся углей от экспортного спроса. Поставщики повышали цены, при том что у них не было необходимых объемов из-за увеличения отгрузок этой марки на экспорт. В результате мы были вынуждены сжигать газ вместо угля, что негативно сказывалось на экономике. В тариф газовая составляющая не закладывалась, поэтому выпадающие доходы нам никто не возвращал.

В целом ресурсы угля СС в России ограничены, все месторождения разведаны и разрабатываются, новые лицензии на добычу этой марки фактически не выдаются. Уголь Д, наоборот, широко распространен, его можно купить у большого количества поставщиков, и мы регулярно проводим соответствующие исследования рынка. Кроме того, мы перестали нести риски сжигания дополнительных объемов газа, сократив расход этого топлива в несколько раз.

Для нас важно, чтобы поставщик мог обеспечить большие объемы топлива и стабильность его качества. Например, раньше для электростанций в Барнауле закупался уголь у нескольких небольших поставщиков, но впоследствии от этой практики пришлось отказаться. Они привозили плохой уголь, часто просто землю, из-за чего электростанции несли убытки; были случаи подделки документации, поэтому приходилось обращаться в следственные органы. Сейчас мы предпочитаем заключать долгосрочные контракты с крупными поставщиками топлива.

— Каков ваш среднесрочный прогноз цен на уголь?

— Я думаю, цены будут повышаться в соответствии с темпами инфляции. Условий для существенных колебаний нет: стоимость угля в настоящее время устраивает и поставщиков, и потребителей.

— Какие еще факторы, помимо стоимости топлива, сейчас влияют на экономику угольной генерации в Сибири?

— В этом году в сибирских реках очень много воды. Водохранилище Саяно-Шушенской ГЭС (Хакасия) переполнено, поэтому на станции начались холостые водосбросы. У Саяно-Шушенской ГЭС не хватает мощности для продуктивного пропуска воды, но ниже по течению реки Енисей находится Красноярская ГЭС, которая в результате увеличила объем выработки, что сказывается на загрузке наших станций.

— Как ТЭС удается конкурировать с ГЭС в полноводные годы?

— В действительности мы не конкурируем с гидроэлектростанциями. Ни для кого не секрет, что в периоды увеличения объемов притока воды в водохранилища доля ГЭС в балансе производства электроэнергии увеличивается, а поставщики тепловой генерации вынуждены останавливать генерирующее оборудование в холодный резерв. При стабильном спросе на электроэнергию со стороны покупателей из-за большого объема ценопринимающих заявок ТЭЦ и ГРЭС замещение их выработкой электроэнергии на ГЭС не должно приводить к значительному снижению цен на рынке.

Успешная тактика заключается в том, что мы стремимся расширить регулировочный диапазон наших станций (возможность изменения нагрузки на оборудовании от технического минимума до максимального уровня). Чем больше наш регулировочный диапазон, тем эффективнее мы работаем на рынке, поскольку это позволяет наращивать объемы ценового предложения в заявках на продажу и минимизировать риски резкого снижения цен.

— Какова наиболее эффективная стратегия подачи ценовых заявок на РСВ у тепловой генерации в Сибири?

— У трейдеров свои секреты, но в целом механизм подачи ценовых заявок на РСВ ("Рынок на сутки вперед". — Прим. автора) очень прозрачен: процедура регламентируется правилами рынка, и места для творчества в ней почти нет. Ценовая заявка контролируется Федеральной антимонопольной службой и "Советом рынка", чтобы она не включала лишних расходов и не была завышена. Возможно, такой подход не совсем соответствует рыночным принципам. Например, если весь спрос на рынке удовлетворяется только по ценопринимающим заявкам, то цена на электроэнергию будет очень низкой, убыточной для электростанции. Возникает вопрос: почему мы должны продавать энергию в убыток? И если станция всегда продает электроэнергию с убытком, почему мы не можем ее остановить? Это наша основная претензия к модели рынка электроэнергии. На других рынках поставщик продает товар только тогда, когда он хочет, а если цена его не удовлетворяет, он сворачивает производство.

— С какими другими проблемами вы сталкиваетесь на рынке электроэнергии Сибири?

— Настоящей головной болью для рынка Сибири является переток энергии из зоны Европа — Урал, объем которого составляет 800–1200 МВт. Импорт такого большого объема электроэнергии фактически означает, что в Сибири должна выключиться одна крупная станция. При этом цена на электроэнергию из первой зоны существенно выше стоимости электричества, вырабатываемого на любой сибирской угольной станции.

Простой пример: в ходе конкурентного отбора мощности на текущий год в Сибири было отобрано около 1000 МВт газового генерирующего оборудования из европейской зоны, так как эта мощность дешевле угольной. В результате пострадал ряд сибирских генераторов, у которых соответствующий объем оборудования не был отобран, и они вынуждены поставлять мощность фактически бесплатно. Парадокс заключается в том, что отобранные генераторы из первой ценовой зоны не могут продавать электроэнергию по низким ценам в Сибири.

Сейчас мы пытаемся решить эту проблему вместе с "Системным оператором ЕЭС" и "Советом рынка".

— Что можно сделать, чтобы исправить этот дисбаланс?

— Частично проблема загрузки тепловой генерации в полноводные годы может быть решена за счет снижения объемов перетока электроэнергии (мощности) по направлению Казахстан — Сибирь. Рост сальдо-перетока по данному направлению был обусловлен аварией на Саяно-Шушенской ГЭС. Сейчас эта энергия не нужна Сибири, поставки необходимы для регулирования частоты ОЭС Казахстана в периоды резких скачков потребления или производства. Объем межгосударственного перетока из Казахстана влияет на ценообразование в ОЭС Сибири, поэтому если "Системному оператору ЕЭС" нужен переток в Сибирь по техническим соображениям, он может включать его по собственной инициативе, но в этом случае необходимы механизмы, позволяющие компенсировать потери от снижения уровня цен и объемов производства генераторам, которых он разгрузил.

— Есть ли необходимость строительства новых источников генерации в Сибири, помимо проектов, включенных в договоры о предоставлении мощности (ДПМ)?

— Строительство угольной генерации при текущем уровне цен в Сибири невыгодно. Чтобы такие проекты окупились, нужно либо заключать дополнительные договоры о предоставлении мощности, так называемые "ДПМ-штрих", либо обеспечивать повышение цены на электроэнергию. Поэтому сейчас мы ждем реформы рынка, которая должна дать ответы на эти вопросы. Правительство может выявлять точки энергосистемы, где необходимо увеличить объем генерации, и объявлять конкурсы на строительство мощностей. Другой вариант — ждать, когда генераторы выведут из эксплуатации старое оборудование, что создаст нехватку предложения и приведет к подорожанию электроэнергии.

— Правительство также разрабатывает новую модель ценообразования в сфере теплоснабжения. Как вы оценивает перспективы этой реформы?

— В свое время участники рынка предлагали представителям правительства создать рынок тепла со свободным ценообразованием, на котором более эффективный производитель тепла будет зарабатывать больше, чем менее эффективный. Сейчас тепло продается по тарифам: неэффективный производитель с большими затратами получает высокий тариф. Такая ситуация нас совершенно не устраивает. Цены невозможно отрегулировать лучше, чем это сделает рынок с минимальным вмешательством государства.

— Как избежать резкого подорожания тепловой энергии при переходе на свободное ценообразование?

— Чтобы предотвратить неконтролируемый рост цен, можно установить предельный уровень. У потребителя должна быть возможность сменить источник тепла: перейти на снабжение от котельной, газовой или угольной, от электричества. Стоимость тепла от такого альтернативного источника вместе с инвестиционной составляющей может стать уровнем, определяющим цену на рынке. Вопрос — в договоренности между участниками рынка о том, что такой уровень правильный. Переход к новой системе ценообразования нужно сделать плавным, в течение некоторого срока, тогда участники рынка сумеют адаптироваться к новым условиям: у потребителей будет время повысить энергоэффективность, что в конечном итоге позволит им ограничить затраты на тепло, в то время как производители начнут переходить на современное оборудование с более низкой переменной составляющей себестоимости производства. Процесс затронет всех участников рынка, включая энергетические компании, муниципальные власти, население и промышленных потребителей.

Сейчас, как мне кажется, для этого подходящий момент: в энергетической отрасли сформировался пул квалифицированных и ответственных инвесторов, таких как "Фортум", Enel, E.ON, "Газпром" и др., которые способны реализовать эти изменения. Надо воспользоваться этой ситуацией и создать благоприятные условия для развития тепловой отрасли.

— Кто же в конечном итоге выиграет от реформы рынка теплоснабжения?

— Выиграют все, как производители, которые смогут значительно больше средств направлять на развитие мощностей, так и потребители, поскольку значительно повысятся надежность и качество теплоснабжения.

Сейчас в самом тяжелом положении находятся ТЭЦ, которые работают в наиболее эффективном режиме когенерации (процесс совместной выработки электрической и тепловой энергии. — Прим. автора). Правильная организация рынка тепла оздоровит рынок электроэнергии: ТЭЦ начнут конкурировать с ГРЭС и побеждать в этой конкуренции. В отрасль теплоснабжения придут инвестиции, которых не было последние 20 лет. А развитие теплогенерирующего сектора способно подстегнуть развитие всей экономики страны, так как в строительстве объектов теплоснабжения будет задействовано множество других отраслей — от производителей труб до строителей жилого фонда.

Справка

В "Сибирской генерирующей компании" принят к реализации целый ряд проектов по реновации действующих и строительству новых объектов. Всего до 2015 года запланировано ввести 648 мегаватт новых мощностей с объемом финансирования около 80 млрд. рублей. Такого объема строительства в Сибири не было последние 20 лет. Первые два объекта — турбина на Ново-Кемеровской ТЭЦ мощностью 100 мегаватт и блок на Красноярской ТЭЦ-3 мощностью 200 мегаватт — уже успешно введены в эксплуатацию. До конца 2014 года будут модернизированы по два энергоблока на Барнаульской ТЭЦ-2, Томь-Усинской ГРЭС, Беловской ГРЭС.

Группа "Сибирская генерирующая компания" (СГК) — энергетический холдинг, осуществляющий свою деятельность на территории Алтайского края, Кемеровской области, Красноярского края, Республики Хакасия. Основные виды бизнеса — производство тепло- и электроэнергии, передача и поставка тепла и ГВС потребителям. В состав группы входят 4 ГРЭС и 14 ТЭЦ общей установленной электрической мощностью 7 138 МВт, тепловой — 15 736,3 Гкал/ч, а также тепловые сети общей протяженностью 1184 км, ремонтные и сервисные компании. На долю станций СГК приходится порядка 20–22% выработки тепла и электроэнергии энергосистемы Сибири. Численность персонала компаний Группы превышает 19 000 человек.

altapress.ru 12.08.2013

Категория: Уголь России | Просмотров: 222 | Добавил: vopeople | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0