Генерация

Выработка электроэнергии «Интер РАО» по источникам энергии, млн кВт•ч [EU2]
Выработка электроэнергии Интер РАО по источникам энергии, млн кВт ч [EU2]
Установленная электрическая мощность «Интер РАО» по источникам энергии, МВт [EU1]
Установленная электрическая мощность Интер РАО по источникам энергии, МВт [EU1]

Основные задачи, стоящие перед «Интер РАО» по развитию направления «Генерация» в контексте стратегических приоритетов:

  • обеспечение надёжности, безопасности и технологического развития действующих производственных активов;
  • повышение операционной, энергетической и экологической эффективности генерирующих активов, сохранение лидерских позиций в российской электроэнергетике;
  • дальнейший рост в сегменте тепловой генерации;
  • разработка и продвижение предложений по развитию нормативной базы отрасли.

По итогам 2019 г. по направлению генерации электроэнергии и тепла в целом по Группе произошёл ряд важных изменений, приведших к сокращению установленной электрической мощности на 5,5 %, до 31 860 МВт, а выработки электроэнергии на 1,7 %, до 130 203 Результаты деятельности АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» не учитываются в составе финансовых результатов Группы в связи с переклассификацией в декабре 2016 г. 50% доли участия в АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» в состав активов, классифицируемых как предназначенные для продажи. Операционные результаты АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» включены в операционные результаты Группы в 100% объёме до декабря 2019 г. включительно. В 4-м квартале 2019 г. завершена сделка по продаже 50% акций АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2». млн кВт•ч, а именно:

  • ввод в эксплуатацию двух энергоблоков Прегольской ТЭС в Калининграде, работающих на природном газе, суммарной мощностью 228 МВт;
  • вывод в целях снижения выбросов парниковых газов из структуры Группы Экибастузской ГРЭС‑2, работающей на угле, установленной мощностью 1 000 МВт, 514 Гкал/ч;
  • завершение концессионного соглашения между Trakya Elektrik и Минэнерго Турции, в связи с чем ТЭС «Тракия» установленной мощностью 478 МВт была возвращена турецкой госкомпании EUASФинансовые результаты Trakya Elektrik Üretim ve Ticaret A.Ş. отражены в сегменте «Зарубежные активы».;
  • вывод из эксплуатации неэффективного оборудования двух энергоблоков Каширской ГРЭС суммарной мощностью 600 МВт и турбоагрегата на Уфимской ТЭЦ‑1 мощностью 9 МВт.

В результате данных изменений доля угольной генерации в структуре установленной мощности Группы сократилась на 18 % и составила 14 %.

Применение технологии когенерации

Когенерация – ​это совместная выработка электрической и тепловой энергии на одном энергооборудовании, что позволяет отпускать потребителю как электрическую, так и тепловую энергию при низких удельных расходах топлива. При увеличении отпуска тепловой энергии с установки увеличивается её КПД, что снижает не только расход топлива на выработку энергии, но и выбросы вредных веществ и парниковых газов в атмосферу. Эффект от применения когенерации главным образом зависит от наличия потребителей тепловой энергии, поэтому энергообъекты с когенеративной выработкой энергии располагаются в крупных городах.

Энергообъекты К энергообъектам с когенерацией отнесены объекты, у которых 100 % составляют теплофикационнные турбины, ПГУ, ГТУ работающие в закрытом цикле, имеющие отпуск тепла потребителю., работающие по когенерационному циклу, входящие в Группу, расположены в городах Уфе, Томске, Омске, Калининграде, Санкт-Петербурге, Сочи и других. В 2019 г. по теплофикационному циклу данными станциями было выработано 25 % электроэнергии и 79 % тепла.

Производство электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии

«Интер РАО» поддерживает использование альтернативных источников энергии в экономически и технически обоснованных ситуациях, в частности, в удаленных или технологически изолированных районах. Это соответствует положениям Федерального закона Российской Федерации от 23.11.2009 № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».

В «Интер РАО» используются энергоустановки на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) общей установленной мощностью 471 МВт, которые в 2019 г. произвели 1 344 млн кВт•ч электроэнергии для собственных нужд и реализации сторонним потребителям:

  • гидроэлектростанции общей установленной мощностью 438 МВт: Павловская ГЭС (166,4 МВт) и Юмагузинская ГЭС (45 МВт) в Республике Башкортостан (РФ), Храми ГЭС–I (113 МВт) и ГЭС–II (114 МВт) в Республике Грузия«Зарубежные активы».;
  • малые гидроэлектростанции и микрогидроэлектростанции общей установленной мощностью 0,75 МВт: Мечетлинская и Слакская МГЭС (0,55 МВт), Авзянская, Узянская и Кагинская микроГЭС, (0,2 МВт) в Республике Башкортостан (РФ);
  • ветроэлектростанции общей установленной мощностью 31,7 МВт: ВидмантайЯвляется дочерним предприятием AB INTER RAO Lietuva, входящим в сегмент «Трейдинг в РФ и Европе». (30 МВт) в Республике Литва и ВЭС «Тюпкильды» (1,65 МВт) в Республике Башкортостан (РФ).

В Группе «Интер РАО» в направление «Генерация в России» входит два операционных сегмента: «Электрогенерация в РФ» и «Теплогенерация в РФ» общей установленной мощностью 29 083 МВт и 25 086 Гкал/ч. Доля двух сегментов в установленной электрической мощности Российской Федерации составляет 11,2 %. Общая выработка электроэнергии «Генерации в России» в 2019 г. составила 120 522 млн кВт•ч (–1 % к 2018 г.), а отпуск тепла сократился на 3,6 % до 40 067 тыс. Гкал.

Установленная мощность сегмента «Электрогенерация в РФ» [EU1]

Сегмент управляется АО «Интер РАО – ​Электрогенерация», которое объединяет 20 крупнейших электростанций России суммарной установленной мощностью 22 572 МВт и 5 678 Гкал/ч.

Установленная мощность газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность угольных электростанций I ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]В состав Южноуральской ГРЭС входят блоки 9 и 10 – по 200 МВТ, которые работают на газе, но находятся в резерве, и ТГ 5-8 на угле – 347 МВт, которые обеспечивают основную выработку станции.
Установленная мощность угольных электростанций I ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность угольных электростанций II ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность угольных электростанций II ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность ВИЭ I ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность ВИЭ I ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]

Электростанции сегмента «Электрогенерации в РФ» в I ценовой зоне в основном работают на природном газе. (1 716 МВт). Печорская ГРЭС (1 060 МВт), кроме природного газа, также работает на попутном газе. Южноуральская ГРЭС в ОЭС Урала в качестве топлива использует уголь и природный газ, а Черепетская ГРЭС (450 МВт) в ОЭС Центра работает на угле. Во II ценовой зоне сегменту «Электрогенерация в РФ» принадлежит две угольные электростанции – ​Харанорская ГРЭС (665 МВт) и Гусиноозёрская ГРЭС (1 190 МВт). Основным поставщиком угля для Гусиноозёрской ГРЭС является ООО «Угольный разрез».

Вводы и выводы мощностей

В 2019 г. «Калининградская генерация», совместное предприятие АО «РОСНЕФТЕГАЗ» и ПАО «Интер РАО», завершила строительство и 06.03.2019 ввела в эксплуатацию Прегольскую ТЭС установленной мощностью 455,2 МВт. Электростанция построена в рамках проекта по обеспечению энергобезопасности Калининградской области, который реализуется по поручению Президента Российской Федерации и в соответствии с распоряжениями Правительства Российской Федерации. Прегольская ТЭС включает в себя четыре парогазовые установки. Всё основное оборудование, установленное на станции, российского производства: четыре газовые турбины PG6111(FA), производитель ООО «Русские газовые турбины»; четыре генератора TF‑90G‑2U3, производитель ЗАО «ЭЛСИБ»; четыре паровые турбины К‑38–8,0, производитель ОАО «Силовые машины»; четыре котла-утилизатора типа, производитель ОАО «Подольский машиностроительный завод».

Также в 2019 г. произошло увеличение установленной мощности Маяковской ТЭС (+2,65 МВт) и Талаховской ТЭС (+2,1 МВт) в связи с переаттестацией с 1 августа.

С 01.01.2019 было выведено из эксплуатации неэффективное оборудование двух энергоблоков Каширской ГРЭС суммарной мощностью 600 МВт.

Установленная мощность сегмента «Теплогенерация в РФ» [EU1]

В состав Сегмента входит три крупных теплогенерирующих компании (АО «ТГК‑11», АО «Томская генерация», и ООО «БГК», суммарной установленной электрической мощностью 6,51 ГВт и 19 408 Гкал/час – ​установленной тепловой мощностью. Также в Сегмент входят теплосети общей протяжённостью 2 449 км в Омской и Томской областях, а также в Республике Башкортостан Российской Федерации.

Установленная мощность подсегмента «Генерация Башкирии»

В состав подсегмента «Генерация Башкирии» входят ООО «Башкирская генерирующая компания» (ООО «БГК) и ООО «Башкирские распределительные тепловые сети» (ООО «БашРТС»), управляющие генерирующими активами на территории Республики Башкортостан общей установленной мощностью 4 460 МВт и 12 216 Гкал/ч. Всего подсегмент «Генерация Башкирии» управляет работой 10 крупных тепловых электростанций (1 ГРЭС, 9 ТЭЦ), работающих на природном газе, 7 ГЭС (включая 5 малых микроГЭС), 1 ветроэлектростанции а также 27 котельными, работающими на природном газе, включаю три миниГТУ-ТЭЦ.

Суммарная доля установленной тепловой мощности ООО «БГК» и ООО «БашРТС» на конец 2018 г. составила более 95 %Подробнее см. на сайте. (12 245 Гкал/ч из 12 570,9 Гкал/ч) от мощности источников теплоснабжения Республики Башкортостан, что обеспечивает практически все энергопотребности Башкирии (95 % в тепле).

В 2019 г. установленная мощность подсегмента практически не изменилась за исключением вывода из эксплуатации турбоагрегата на Уфимской ТЭЦ‑1 мощностью 9 МВт.

Снижение установленной тепловой мощности на 30 Гкал/ч произошло в Группе «БГК» вследствие влияния разнонаправленных факторов: вывода из эксплуатации с 01.03.2019 турбоагрегата № 5 производственной площадки Уфимская ТЭЦ‑1 филиала Уфимская ТЭЦ‑4 (–72 Гкал/ч), приёма с 08.08.2019 в аренду 8 котельных в городе Стерлитамак (+22,5 Гкал/ч) и ввода в эксплуатацию после реконструкции водогрейного котла ВК‑4 КЦ‑1 с 22.11.2019 на филиале «БашРТС-Уфа».

Структура установленной мощности подсегмента «Генерация Башкирии»
Структура установленной мощности подсегмента «Генерация Башкирии»
Установленная мощность ВИЭ I ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Выработка газовых электростанций 1 неценовой зоны в 2019 г. [EU2]
Установленная мощность подсегмента «ТГК11»

В состав подсегмента «ТГК‑11» входят АО «ТГК‑11», АО «Омск РТС», АО «Томская генерация» и АО «ТомскРТС» общей установленной мощность 2 051 МВт и 7 192 Гкал/ч, относящиеся ко II ценовой зоне Сибирь.

Энергообъекты АО «ТГК‑11» и АО «Омск РТС» расположены в г. Омске. АО «Омск РТС» объединило в своём составе теплосетевой, теплосбытовой бизнес и выработку тепловой энергии в г. Омске котельными источниками. В состав предприятия входят СП «Тепловые сети», СП «Теплоэнергосбыт», СП «Тепловая инспекция и энергоаудит», СП «ТЭЦ‑2», СП «Кировская районная котельная». В состав производственных мощностей АО «ТГК‑11» входят ТЭЦ‑3, ТЭЦ‑4, ТЭЦ‑5. Основным видом топлива омских электростанций и котельных являются уголь и природный газ.

АО «Томская генерация» и АО «Томские распределительные тепловые сети» (АО «ТомскРТС»), являющееся дочерним предприятием АО «Томская генерация», осуществляют производство электрической и тепловой энергии, а также передачу и сбыт тепла в г. Томске. Общая установленная мощность АО «Томской генерация» составляет 485,7 МВт и 2 390,5 Гкал/ч. В неё входят 1 ГРЭС, работающая на угле как основном топливе, 2 ТЭЦ, работающих на природном газе, и теплосети протяжённостью 638 км. К структуре АО «Томская генерация» также относятся СП «Теплоэнергосбыт», СП «Тепловая инспекция и энергоаудит».

Установленная мощность газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Установленная мощность угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ в 2019 г. [EU1]
Операционные результаты сегмента «Электрогенерация в РФ» [EU2]

Выработка электрической энергии генерирующими объектами сегмента «Электрогенерация в РФ» в 2019 г. снизилась на 2,7 % и составила 92 068 млн кВт•ч. Коэффициент использования установленной электрической мощности (КИУМ) станций сегмента снизился на 0,9 п.п. до 46,6 %.

Снижение выработки обусловлено главным образом сокращением рентабельности реализации электроэнергии на Пермской ГРЭС, Ириклинской ГРЭС, Гусиноозёрской ГРЭС в периоды формирования цен реализации ниже топливных затрат на рынке на сутки вперёд, а также более продолжительными ремонтными работами в 2019 г. по сравнению с 2018 г. на Калининградской ТЭЦ‑2, Северо-Западной ТЭЦ, Верхнетагильской ГРЭС. Влияние указанных негативных факторов было частично нивелировано ростом выработки на Костромской ГРЭС и Харанорской ГРЭС по причине увеличения востребованности и рентабельности генерации в энергосистеме, на Уренгойской ГРЭС – ​за счёт сокращения продолжительности периода ремонтных работ в 2019 г. по сравнению с предыдущим периодом, а также началом работы новых мощностей Прегольской ГРЭС.

Отпуск тепловой энергии сегмента «Электрогенерация в РФ» составил 4 488 тыс. Гкал, увеличившись на 5,9 % в результате снижения средней температуры наружного воздуха в летнее время в регионах присутствия генерирующих активов Группы (в основном – ​Северо-Западная ТЭЦ).

Снижение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии с шин на 2,1 г у.т. / кВт•ч, или на 0,7 %, произошло вследствие оптимизации состава включенного в работу генерирующего оборудования. Снижение удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии на 0,6 кг у.т. / Гкал, или 0,4 %.

Выработка э/э и отпуск т/э газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э угольных электростанций I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э угольных электростанций I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э угольных электростанций II ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э угольных электростанций II ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка газовых электростанций 1 неценовой зоны в 2019 г. [EU2]
Выработка газовых электростанций 1 неценовой зоны в 2019 г. [EU2]
Финансовые результаты сегмента «Электрогенерация в РФ»
Показатели Сегмент «Электрогенерация в Российской Федерации»
2017 2018 2019 2018/2019
Выручка, млн руб. 165 690 177 358 192 449 8,5 %
Доля в выручке Группы Интер РАО, % 19 % 18 % 19 % 1 п.п.
Операционные расходы, в том числе:
Расходы на приобретение э/э и мощности, млн руб. (7 006) (6 999) (6 852) –2,1 %
Расходы на топливо, млн руб. (76 559) (76 490) (77 501) 1,3 %
Доля в прибыли/(убытке) совместных предприятий, млн руб. 2 704 (3 057) 3 125 202,2 %
EBITDA, млн руб. 57 058 59 998 79 440 32,4 %
EBITDA marginПоказатель EBITDA margin рассчитан с учётом исключения межсегментной выручки сегмента «Электрогенерация в РФ» в сумме 50 502 млн руб. за 2019 г., 46 037 млн руб. за 2018 г. и 41 911 млн руб. за 2017 г., % 46 % 46 % 56 % 10 п.п.
Доля в EBITDA Группы Интер РАО, % 58 % 50 % 56 % 6 п.п.

В отчётном периоде увеличение выручки сегмента «Электрогенерация в РФ» на 15 091 млн руб. (+8,5 %) произошло преимущественно вследствие роста доходов от реализации мощности АО «Интер РАО – ​Электрогенерация» в результате увеличения цены реализации по объектам ДПМ, в связи с началом оплаты «дельты ДПМ 10/15» по ряду объектов, и ввода в эксплуатацию Прегольской ТЭС.

Расходы на приобретение электроэнергии и мощности снизились к 2018 г. на 147 млн руб. (–2,1 %), рост расходов на приобретение технологического топлива составил 1 011 млн руб. (+1,3 %).

Рост показателя EBITDA по сегменту составил 19 442 млн руб. (+32,4 %) за счёт увеличения цены реализации мощности в секторе ДПМ и ввода в эксплуатацию нового оборудования Прегольской ТЭС.

Операционные результаты сегмента «Теплогенерация в РФ» [EU2]

Выработка электрической энергии генерирующими объектами сегмента «Теплогенерация в РФ» в 2019 г. выросла на 4,7 % и составила 28 453 млн кВт•ч. Коэффициент использования установленной электрической мощности (КИУМ) станций сегмента увеличился на 1,6 п.п. до 49,9 %. Увеличение выработки обусловлено повышением загрузки станций Группы «БГК» в связи со сложившейся благоприятной ценовой конъюнктурой рынка в регионе присутствия, а также в результате ввода в эксплуатацию первой очереди энергоблоков Затонской ТЭЦ с марта 2018 г. и второй очереди – ​с 01.04.2018.

Снижение отпуска тепловой энергии с коллекторов на 4,6 % связано с увеличением средней температуры наружного воздуха в отопительный период в 2019 г. относительно 2018 г. в регионах присутствия генерирующих активов Группы.

Снижение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии с шин на 2,0 г у.т. / кВт•ч, или на 0,7 %, произошло вследствие оптимизации загрузки работы генерирующего оборудования со снижением конденсационной выработки ряда станций. Рост удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии составил 0,4 кг у.т. / Гкал, или 0,3 %.

Выработка э/э и отпуск т/э газовых электростанций и котельных I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э газовых электростанций и котельных I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э на ГЭС, мГЭС и ВЭС I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э на ГЭС, мГЭС и ВЭС I ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Выработка э/э и отпуск т/э угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ за 2019 г. [EU2]
Финансовые результаты сегмента «Теплогенерация в РФ»
Показатели Сегмент «Теплогенерация в Российской Федерации»
2017 2018 2019 2018/2019
Выручка, млн руб. 84 847 90 253 95 965 6,3 %
Доля в выручке Группы Интер РАО, % 10 % 9 % 9 % 0 п.п.
Операционные расходы, в том числе:
Расходы на приобретение э/э и мощности, млн руб. (6 643) (6 606) (7 265) 10,0 %
Расходы на топливо, млн руб. (40 668) (41 968) (44 359) 5,7 %
EBITDA, млн руб. 13 889 17 670 19 594 10,9 %
EBITDA marginПоказатель EBITDA margin рассчитан с учётом исключения межсегментной выручки сегмента «Теплогенерация в РФ»: в сумме 17 592 млн руб. за 2019 г., 15 388 млн руб. за 2018 г. и 13 693 млн руб. за 2017 г., % 20 % 24 % 25 % 1 п.п.
Доля в EBITDA Группы Интер РАО, % 15 % 14 % 13 % –1 п.п.

В отчётном периоде увеличение выручки сегмента «Теплогенерация в РФ» на 5 712 млн руб. (6,3 %) произошло преимущественно вследствие роста выручки от реализации электроэнергии и мощности Группы «БГК» (4 805 млн руб.) за счёт увеличения объёма выработки электроэнергии по причине работы полным составом оборудования Затонской ТЭЦ в 2019 г., увеличения выработки Кармановской ГРЭС, роста цен на рынке РСВ и реализации мощности Затонской ТЭЦ по договору ДПМ. Рост выручки от реализации электроэнергии и мощности в результате деятельности Группы ТГК‑11 составил 907 млн руб. и был обусловлен ростом цены РСВ и ДПМ ПГУ‑90 ТЭЦ‑3 и ростом цены КОМ на фоне снижения выработки из-за изменения сетевых ограничений – ​увеличения максимально допустимого перетока электроэнергии в энергосистему Омской области после ввода в полном объёме ПС 500 кВ «Восход». На рост выручки АО «Омск РТС» оказала влияние индексация тарифов на тепловую энергию (+9,1 %).

Расходы на приобретение электроэнергии и мощности выросли на 659 млн руб. (10,0 %), рост расходов на приобретение технологического топлива составил 2 391 млн руб. (5,7 %) и связан с ростом выработки относительно сопоставимого периода.

Рост показателя EBITDA по сегменту «Теплогенерация в РФ» составил 1 924 млн руб. (10,9 %), что связано с работой полным составом оборудования Затонской ТЭЦ в 2019 г., ростом цен на электроэнергию, реализуемую в секторе РСВ, повышением среднеотпускных цен на тепловую энергию в Омской и Томской областях, а также с ростом цен и объёмов поставки в сегментах конкурентного отбора мощности (КОМ) договоров о предоставлении мощности (ДПМ) для АО «ТГК‑11».

Объекты программы ДПМ
Информация об объектах Интер РАО, построенных в рамках реализации программы ДПМ
Станции Блоки Фактическая установленная мощность по ДМП, МВт Общая стоимость проектов ДПМ, млрд руб. с НДС Фактическая дата ввода в эксплуатацию Период получения тарифа на мощность по ДПМ
Каширская ГРЭС Блок №3 330 11 31.12.2009 с 01.01.2010 по 30.04.2019
Томская ГРЭС‑2 ТГ‑2 50 1,9 30.11.2009 с 01.12.2009 по 31.12.2019
Сочинская ТЭС Блок №3 82,5 4 25.12.2009 с 01.01.2010 по 31.12.2019
Омская ТЭЦ‑3 Турбоагрегат ПТ‑60–130 ст. №11 60 0,1 30.12.2010 с 01.01.2011 по 31.12.2016
Омская ТЭЦ‑3 Турбоагрегат ПТ‑60–90 ст. №9 60 0,2 31.12.2010 с 01.01.2011 по 31.12.2017
Ивановские ПГУ Блок №2 Ивановских ПГУ 325 11 04.06.2012 с 01.07.2012 по 01.01.2022
Харанорская ГРЭС Блок №3 235 11 01.11.2012 с 01.12.2012 по 31.12.2021
Уренгойская ГРЭС Блок №1 505,7 24 30.11.2012 с 01.12.2012 по 30.09.2022
Томский филиал ТГК‑11 №1 ГТУ‑16 (ПРК) 14,7 1 20.12.2012 с 01.01.2013 по 31.12.2022
Омская ТЭЦ‑3 ПГУ‑90 (Блок №1) 85,2 6 18.06.2013 с 01.07.2013 по 31.12.2022
Гусиноозёрская ГРЭС Блок №4 210 8 31.10.2013 с 01.11.2013 по 31.12.2021
Омская ТЭЦ‑3 Турбина ст. №12 60 0,2 30.09.2013 с 01.10.2013 по 31.10.2017
Джубгинская ТЭС Блок №1,2 198 17 31.10.2013 с 01.11.2013 по 31.10.2023
Южноуральская ГРЭС‑2 Блок №1 422,1 20 14.02.2014 с 01.03.2014 по 31.12.2022
Нижневартовская ГРЭС Блок №3.1 431 20 14.03.2014 с 01.04.2014 по 30.09.2023
Омская ТЭЦ‑3 Турбина ст. №13 60 0,3 30.11.2014 с 01.12.2014 по 31.12.2023
Черепетская ГРЭС Блок №8 450 35 18.12.2014 с 01.01.2015 по 31.12.2022
Черепетская ГРЭС Блок №9 450 35 27.03.2015 с 01.04.2015 по 31.12.2023
Южно-Уральская ГРЭС‑2 Блок №2 422,4 16 21.11.2014 с 01.12.2014 по 31.12.2023
Омская ТЭЦ‑5 Турбина ст. №1 100 0,4 21.12.2014 с 01.01.2015 по 31.12.2017
Омская ТЭЦ‑5 Турбина ст. №2 100 0,4 23.10.2015 с 01.11.2015 по 31.12.2017
Омская ТЭЦ‑3 №10 (Турбина Т‑120) 120 3 22.12.2016 с 01.01.2017 по 31.12.2025
Верхнетагильская ГРЭС Блок №12 447,2 26 31.05.2017 с 01.06.2017 по 01.11.2027
Пермская ГРЭС Блок №4 903 40 31.07.2017 с 01.08.2017 по 30.06.2027
Затонская ТЭЦ Блок №1 440 22 27.02.2018 с 01.03.2018 по 31.12.2026
Затонская ТЭЦ Блок №2 440 22 12.03.2018 с 01.04.2018 по 31.12.2026
ИТОГО 6 111,8 278,5
Ремонтная деятельность и аварийность
Количество аварийных отключений на генерирующих объектах, шт.
Количество аварийных отключений на генерирующих объектах, шт.

Программы ремонтов производственных активов «Интер РАО» на 2019 г. были сформированы с учётом таких условий технической необходимости проведения ремонтов основных производственных фондов, как:

  • техническое состояние оборудования, зданий и сооружений;
  • необходимость обеспечения надёжной и безопасной эксплуатации энергообъектов;
  • наличие экономической эффективности ремонтных воздействий.

Своевременное и качественное выполнение планов и программ ремонта, реконструкции и модернизации оборудования и технических устройств, усиление контроля качества работ, выполняемых ремонтными организациями при проведении капитальных и текущих ремонтов, а также недопущение нарушений правил организации ремонтно-эксплуатационного обслуживания оборудования и приёмки оборудования в эксплуатацию привели к снижению количества аварийных отключений на генерирующих объектах на 14 % относительно 2018 г. до 311 случаев.

Аварии, произошедшие в 2019 г. на энергообъектах Группы, были расследованы, и по их итогам были составлены акты, зарегистрированные в автоматизированной информационной системе «База аварийности в электроэнергетике» Системного оператора. По каждому из случаев аварийных отключений разработаны корректирующие и предупреждающие мероприятия, которые выполняются в соответствии с установленными и согласованными сроками.

Деятельность по ремонту и реконструкции сегмента «Электрогенерация в РФ» [EU30]

В 2019 г. средний коэффициент эксплуатационной готовности электростанцийКоэффициент рассчитывается как отношение общего количества часов работы электростанции к количеству часов в периоде (в процентах). сегмента «Электрогенерация в РФ» составил 85,8 %, показав снижение на 6 п.п. относительно прошлого года по причине ремонтных работ на энергоблоках Калининградской ТЭЦ‑2, Верхнетагильской и Нижневартовской ГРЭС, а также Северо-Западной ТЭЦ. Из наиболее важных мероприятий, реализованных в 2019 г., можно выделить следующие:

Эффективная работа оборудования без аварий

Риск-аппетит: «Интер РАО» выполняет ремонтную и инвестиционные программы во избежание аварий.

  • капитальные ремонты газовых турбин энергоблока № 1 (450 МВт) Калининградской ТЭЦ‑2 введённого в эксплуатацию в 2005 г.;
  • модернизацию генератора ТВВ‑230–2УЗ энергоблока № 8 Костромской ГРЭС, введённого в эксплуатацию в 1973 г.;
  • техническое перевооружение генератора Г‑6 Северо-Западной ТЭЦ с полной заменой обмотки статора и применением современной изоляции повышенной теплопроводности.

Капитальные ремонты газовых турбин энергоблока № 1 (450 МВт) Калининградской ТЭЦ‑2 были проведены с целью продления паркового ресурса (100 тыс. ЭЧЭ). В рамках ремонтов проведена замена рабочих и направляющих лопаток турбин, днищ пламенных труб, смесителей, внутренних корпусов, всех лопаток компрессора, переднего полого вала, газораспределителей, горелок ГТ‑11, средних полых валов, стяжек и гаек роторов, подшипников компрессора, торцевых крышек внутренних корпусов, трубопроводной арматуры систем распределения газа ГТ‑11 и 12.

Результатом реализации данного мероприятия является обеспечение надёжности эксплуатации газовых турбин ГТЭ‑160 ст. № 11, 12 филиала «Калининградская ТЭЦ‑2» АО «Интер РАО – ​Электрогенерация» до 200 тыс. ЭЧЭ наработки, то есть ещё минимум 13–14 лет эксплуатации оборудования.

Модернизация генератора ТВВ‑230–2УЗ энергоблока № 8 Костромской ГРЭС, изготовленного заводом «Электросила» в 1972 г., была обусловлена техническим состоянием генератора. Проведённые работы позволили осуществить увеличение мощности генератора с 320 до 350 МВт, что снимает ограничения при последующей модернизации силового тепломеханического оборудования (в рамках реализации программы КОММод) с целью продления сроков эксплуатации и увеличения установленной мощности энергоблока.

Техническое перевооружение генератора Г‑6 Северо-Западной ТЭЦ с полной заменой обмотки статора вследствие виброискровой эрозии полупроводящего покрытия в зоне выхода стержня из паза, приведшей к преждевременному старению изоляции. В рамках реализации данного мероприятия проведена полная замена обмотки статора с изменением типа изоляции обмотки статора с Global VPI на Resin rich. В результате выполнения технического перевооружения генератора Г‑6 с полной заменой обмотки генератор не только был приведён в исправное состояние с продлением срока службы оборудования, но и в нём были улучшены изоляционные свойства обмотки, тепловые характеристики, а также появилась возможность проведения эксплуатационных испытаний и измерений генератора в полном объёме.

Средний коэффициент эксплуатационной готовности станций сегмента «Электрогенерация в РФ» [EU30]
Средний коэффициент эксплуатационно готовности станций сегмента «Электрогенерация в РФ» [EU30]
Деятельность по ремонту и реконструкции оборудования сегмента «Теплогенерация в РФ» [EU30]

В 2019 г. средний коэффициент эксплуатационной готовности электростанций подсегмента «Генерация Башкирии» немного вырос относительно прошлого года, составив 88,8 %, а данный показатель для подсегмента «ТГК‑11» за год увеличился на 2,2 п.п., достигнув 86 %. Среди проведённых работ можно выделить:

  • проведение технической инспекции уровней «С» ГТУ Siemens SGT‑800 на Уфимской ТЭЦ‑2 ООО «БГК» с проведением модернизационных мероприятий;
  • строительство очистных сооружений на Омской ТЭЦ‑5 производительностью 6 тыс. куб. м / сут.
Обеспечим надёжный контроль качества сервиса и ремонтов

Риск-аппетит: Отказ от эксплуатации до подтверждения соответствия требованиям технической документации.

Проведение технической инспекции уровней «С» ГТУ Siemens SGT‑800 на Уфимской ТЭЦ‑2 было обусловлено своевременным проведением технических инспекций по соответствующей программе, разработанной фирмой-изготовителем под титулами A, B, C и D, поскольку эксплуатация ГТУ без проведения технических инспекций невозможна. Для получения максимального экономического эффекта от эксплуатации газовой турбины было принято решение провести модернизацию с переходом на увеличенные интервалы проведения основных инспекций «С» и «В» (с 20 тыс. ЭЧЭ на 30 тыс. ЭЧЭ), с добавлением малозатратной инспекции «А» и упразднением дорогостоящей инспекции «D». В 4 квартале 2019 г. в соответствии с утверждённым планом была выполнена инспекция «С» Siemens SGT-800, включающая визуальную проверку, технический контроль с применением специальных средств контроля, замену частей с ограниченным ресурсом на новые либо восстановленные после разборки.

Средний коэффициент эксплуатационной готовности станций сегмента «Теплогенерация в РФ» [EU30]
Средний коэффициент эксплуатационной готовности станций сегмента «Теплогенерация в РФ» [EU30]

Целью строительства очистных сооружений на Омской ТЭЦ‑5 являлось достижение соответствия систем водопотребления и водоотведения станции требованиям действующих нормативных актов в области охраны окружающей среды и природопользования и сокращение вредного воздействия на открытые водоёмы Омской области (р. Омь).

Производительность очистных сооружений 6 тыс. куб. м / сут. (250 куб. м / ч) была определена с учётом необходимости очистки сбрасываемых вод в р. Омь до установленных норм для рыбохозяйственных водоёмов, образующихся в паводковый период с прилегающей территории золоотвала согласно гидрографу паводка. В части строительно-монтажных работ был выполнен монтаж оборудования 1, 2, 3 линий, установлены опоры, смонтированы инженерные системы.

Перспективы развития направления «Генерация в Российской Федерации»

В ближайшей перспективе «Интер РАО» по направлению «Генерация в Российской Федерации» сосредоточится на реализации мероприятий по модернизации генерирующих объектов, отобранных в рамках участия в общегосударственной программе модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, утверждённой постановлением Правительства Российской Федерации от 25.01.2019 № 43, с началом поставки мощности в 2022–2025 гг., что позволит повысить надёжность генерирующих активов, экономичность производства и обеспечить конкурентоспособность на рынках электроэнергии и необходимый денежный поток на рынке мощности.

По направлению отпуска теплоэнергии в комбинированном цикле важным остается привлечение новых потребителей, а также переход с 2020 г. на тепловой метод расчёта технико-экономических показателей, что позволит сократить себестоимость производства электроэнергии и в ближайшей перспективе компенсировать рост себестоимости тепловой энергии путём планомерного увеличения тарифа на теплоноситель.

Для улучшения своего положения в отрасли «Интер РАО» предпринимает следующие меры:

  • реализация проектов, направленных на повышение надёжности работы генерирующего оборудования, в том числе модернизация АСУ ТП и мероприятия, направленные на повышение надёжности генераторов;
  • реализация мероприятий по повышению тепловой экономичности существующего оборудования, определённых в рамках факторного анализа отклонений фактических значений расхода топлива от исходно-номинальных;
  • техническое перевооружение парогазовых блоков путём замены и установки газовых турбин, отличных от первоначальных проектных решений, позволяющих обеспечить надёжность и экономичность работы;
  • продолжение эффективной работы по оптимизации состава и профиля загрузки генерирующего оборудования в условиях фактической ценовой конъюнктуры на рынках электроэнергии для достижения максимальных значений маржинальной прибыли;
  • продолжение оптимизации сроков ремонтных площадок без снижения объёма работ, перенос срока ремонтов высокоэффективного оборудования из периодов высокой маржинальности;
  • продолжение работы по минимизации топливных затрат.

Среди факторов риска «Интер РАО» рассматривает следующие аспекты, которые могут негативно отразиться на темпах развития:

  • наличие доли устаревшего и неэффективного оборудования ТЭС, отработавшего 50–60 лет;
  • наличие электростанций с низкой установленной мощностью, не позволяющих покрывать условно-постоянные затраты в КОМ;
  • рост доли производства электроэнергии ГЭС и АЭС;
  • вынужденная загрузка по теплофикационному режиму оборудования с отрицательной маржинальностью;
  • ограничение предельным уровнем роста тарифа на тепловую энергию;
  • уход крупных потребителей и потепление климата, влекущие снижение полезного отпуска тепла;
  • рост неплатежей за теплоэнергию;
  • высокий износ трубопроводов тепловых сетей и, как следствие, риск возникновения технологических нарушений.

Для снижения влияния вышеуказанных негативных факторов предполагается осуществление ряда мероприятий, в том числе:

  • замещающее или новое строительства генерирующих мощностей на основе современных технологий (при условии окупаемости данных инвестиций);
  • периодическое проведение комплексной оценки целесообразности вывода из эксплуатации устаревшего и неэффективного оборудования, требующего значительных инвестиций в поддержание его в работе и/или модернизации, обновление его паркового ресурса;
  • проведение экономически и технически обоснованной модернизации и продление ресурса востребованных мощностей;
  • проведение работы по изменению законодательства в составе Рабочей группы по подготовке и продвижению внесения предложений Группы «Интер РАО» в нормативно-правовую базу, регулирующую отношения рыночных субъектов в сфере электро- и теплоснабжения.