О некоторых проблемах в реализации инвестиционных программ в электроэнергетике

1. ВСЕРОССИЙСКАЯНАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем» О некоторых проблемах в реализации инвестиционных программ в электроэнергетике Докладчик: А.Я.КОПСОВ, генеральный директор ОАО «Энел ОГК-5» МОСКВА, 02 июня 2010г.

2. Реформирование отрасли «Электроэнергетика» Структура отрасли в 2000 году Целевая структура отрасли после реформированияс 2008 года 1

3. Состояние отрасли электроэнергетика к 2007 году и предпосылкипринятия Инвестиционной программы ОАО РАО «ЕЭС России». • Установленная мощность электростанций зоны централизованного электроснабжения по состоянию на 31.12. 2006 г. составляла 210,8 млн. кВт. • Суммарная мощность устаревшего оборудования на электростанциях России - 82,1 млн. кВт, или 39 % установленной мощности всех электростанций, в том числе на тепловых электростанциях - 57,4 млн. кВт, или 40 процентов их установленной мощности, а на гидравлических - 24,7 млн. кВт, или более 50 процентов их установленной мощности. • К 2020 году 57 процентов мощностей действующих ТЭС отработают свой ресурс. К этому периоду с учетом работ по техническому перевооружению предполагается вывести из эксплуатации устаревшее оборудование на 51,7 млн. кВт установленной в настоящее время мощности, в том числе на тепловых электростанциях - 47,7 млн. кВт и на атомных - 4 млн. кВт. • (Источник: Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года) 2

4. Принятие Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. (Одобрена распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. № 215-р) После системной аварии в Московской энергосистеме в мае 2005 года ОАО РАО «ЕЭС России» было приняторешение о разработке всеми энергетическими компаниями программ развития и технического перевооружения своих энергетических объектов. В 2006 году такие программыбыли сформированы с учетом прогнозируемого дефицита электропотребления и вывода из эксплуатации устаревшего оборудования. В 2007 годубыла принята Инвестиционная программа ОАО РАО «ЕЭС России»,котораястала основой Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г., которая затем была одобрена распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. № 215-р. В соответствии с Генеральной схемой к 2012 г. в стране должно быть построено 42,7 ГВт мощностей более чем на 2,4 трлн. руб. При этом в базовом варианте для выдачи мощности вновь вводимых и расширяемых электростанций общесистемного значения потребуется сооружение 25,7 тыс. км линий электропередачи, для повышения уровня надежности электроснабжения потребителей - 22,2 тыс. км линий электропередачи напряжением 330 кВ и выше, для усиления межсистемных и межгосударственных связей - 16,1 тыс. км линий электропередачи. 3

5. Новые собственники генерирующих компаний • В 2005 году начался процесс привлечения инвесторов и новых собственников в генерирующие компании с целью привлечения средств для реализации инвестиционных программ энергокомпаний. • К июлю 2008 г. (моменту ликвидации РАО ЕЭС России) в отрасли сложилась новая конфигурация собственников энергетических компаний. Генерацию электрической и тепловой энергии осуществляют: ОАО «Русгидро», объединяющее в себе большинство ГЭС России, ОАО «Концерн Энергоатом, объединяющее все АЭС, 6 ОГК, 14 ТГК. • 2009 год дал начало концентрации энергоактивов. • При покупке ОГК/ТГК инвесторы приняли на себя следующие обязательства: • заключение обязательного Договора на предоставление мощности (ДПМ), предусматривающего РЕАЛИЗАЦИЮ ОБЯЗАТЕЛЬНОЙ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ПРОГРАММЫ, в котором определены: • тип генерирующего оборудования, • место и срок строительства, • наличие штрафных санкций за срыв сроков ввода мощностей. 4

6. Финансовый кризис : конец 2008- 2009 гг. во время финансового кризиса появились проблемы, влияющие на своевременное и в полном объеме выполнение генерирующими компаниями своих инвестиционных обязательств, к которым можно отнести следующие: • Снижение ликвидности и вновь возникшая ситуация с неплатежами потребителей за отпущенную энергию; • Снижение темпов роста электропотребления и связанная с этим необходимость корректировки прогнозов развития территорий; • Ухудшение финансового положения компаний и их собственников – главных акционеров; • Трудности в получении кредитных ресурсов на выполнение инвестиционных обязательств и высокие процентные ставки; • Рост стоимости топлива; • Рост стоимости оборудования; • Недостаточность государственных гарантий в возврате инвестиций; • Отсутствие у инвесторов гарантий в получении соответствующей окупаемости проектов обязательных инвестиций, в связи с отсутствием понятного, определённого каким-либо нормативным документом, механизма формирования рыночной цены в условиях действующего краткосрочного рынка мощности (рынка мощности переходного периода), особенно по объектам, вводимым в период начиная с 2010 года. • Неготовность проектно-строительного и энергомашиностроительного комплекса России к выполнению заказов энергокомпаний, высокая стоимость материалов и др. 5

7. Реализации инвестиционных проектов: проблемы и решения Финансовый кризис негативно повлиял на выполнение генкомпаниями взятых на себя обязательств. • В конце января 2009 года, в разгар кризиса, генерирующие компании начали официально заявлять о сокращениях инвестпрограм. По оценкам Минэнерго, в 2009 году реальный объем ввода новых мощностей частными генерирующими компаниями был на 65% ниже запланированного (990 МВт). • По состоянию на февраль 2010 года в рамках инвестиционных договоров должно возводиться почти сто энергоблоков. Однако, только на 38 ведется полноценное строительство. Еще на 14 объектах начаты лишь подготовительные работы, а на остальных 45 объектах –работы не начинались • Введено только 3 энергоблока в ОАО «Мосэнерго» и 1 блок ОАО «ОГК-1» на Каширской ГРЭС. • Совещание Правительства, г. Абакан 24.02.2010: «Объём привлеченных средств собственниками по данным Правительства РФ составил порядка 450 млрд рублей. По последним данным, тем не менее, из этой суммы непосредственно на реализацию инвестиционных проектов компаниями израсходовано только 270 млрд рублей., порядка 66 млрд. рублей ушло на текущую деятельность, еще порядка 100 млрд.рублей до сих пор не использованы и лежат на счетах.» Невыполнение генерирующими компаниями своих обязательств в перспективе грозит дефицитом мощностей при восстановлении экономики, снижением надежности отрасли и, как следствие, ростом аварийности. 6

8. ЧТО МЫ ИМЕЕМ СЕГОДНЯ? (1) С одной стороны: В В Путин, совещание Правительства, г. Абакан 24.02.2010 «В январе 2010 года потребление электроэнергии в России вновь вышло на докризисный уровень -103 млрд кВт. Это если взять январь 2008 года к январю 2009 года - спад у нас был на 7,1%. Все восстановилось…..В первую очередь, это следствие более суровой зимы, а также, что важно: началось восстановление промышленного производства в стране в целом. Это подталкивает вверх спрос на электроэнергию. Российская энергетика должна быть готова удовлетворить эти растущие потребности. Иначе на посткризисном этапе вновь столкнёмся с "узкими местами", с инфраструктурными ограничениями экономического роста». Минэкономразвития в недавнем уточненном прогнозе показывает прогноз роста ВВП до 4% по итогам года - Постановлением Правительства РФ от 24.02.2010 г. № 89 установлены Правила функционирования долгосрочного рынка мощности на ОРЭ До 1 октября 2010 г. - КОМ на 2011 г. До 1 июня 2011 г. – КОМ на 2012-2015 гг. С 2011 года долгосрочные конкурентные отборы мощности проводятся за 4 календарных года до наступления периода поставки. Постановлением Правительства РФ от 13.04.2010 №238 установлены ценовые параметры торговли мощностью на ОРЭ. Правила оплаты мощности для объектов генерации, строящихся в рамках обязательных инвестиционных обязательств устанавливают достаточно благоприятные правила для компаний в рамках договоров о предоставлении мощности. 7

9. Современные требования к электроэнергетике • в связи с изменившимися условиям развития экономики страны: • интенсивное снижение энергоемкости экономики и влияние последствий кризиса на электропотребление • возросшие экологические требования по снижению негативного воздействия на окружающую среду • инновационное развитие экономики и электроэнергетики • необходимость соответствия схемы развития отрасли и схемы развития регионов для своевременного резервирования земель для нужд электроэнергетики С одной стороны: (продолжение) Отличия с корректированной Генеральной схемы от действующей 9 8

10. ЧТО МЫ ИМЕЕМ СЕГОДНЯ? (2) С другой стороны: Значительные изменения внешних условий и внутренних планов энергетических компаний по развитию электроэнергетики приводят к необходимости уточнения, а в ряде случаев и пересмотру ключевых индикативных показателей Генеральной схемы, приоритетов развития электроэнергетики, а также разработки нового перечня электростанций, рекомендованных к вводу ( по материалам АПБЭ 26.04.2010г.): • Прогнозируется более умеренный рост электропотребления в результате намечаемых масштабных мер по снижению энергоемкости экономики страны и повышению энергоэффективности; • Отмечаются финансовые трудности и дефицит средств у частных энергетических компаний; • По сравнению с действующей Генеральной схемой, где предусмотрен масштабный вывод устаревшего оборудования из эксплуатации, мониторинг показал значительно меньшие планируемые объемы выводов из эксплуатации отработавшего ресурс оборудования ТЭС и замены его на новое, что связано с отсутствием экономической заинтересованности энергетических компаний в демонтаже неэффективного оборудования; • Существенное удорожание удельных капиталовложений при строительстве новых генерирующих мощностей по сравнению с удельными капиталовложениями, предусмотренными при разработке действующей Генеральной схемы (2006-2007 гг.); • Имеет место более медленный, чем ожидалось ранее, рост цен на газ при сохранении высоких цен на уголь, что привело к отклонению от заложенного в Генеральную схему соотношения цен на газ/уголь и не стимулировало энергокомпании, с учетом ряда других факторов, обеспечивать приоритетное развитие угольной генерации; • Несмотря на усилия Правительства РФ по активизации инвестиционных программ энергетических компаний, реальные вводы генерирующих мощностей существенно ниже, чем предусмотрено Генеральной схемой. После 2-х летней работы Минэнерго РФ представило в апреле 2010 г. проект документа в котором обозначены планы по вводам и выводам энергомощностей. 9

11. Предложения Минэнерго РФ * Схема развития ЕЭС на 2010-2016 (проект) предполагает*** Целевые показатели электроэнергетики в соответствии с проектом скорректированной Генсхемы 11 В результате нового строительства : доля АЭС возрастет с 11,1% до 13,2% доля ГЭС снизится с 21% до 19,9% доля ТЭС снизится 67,9% до 66,9% Наиболее значительный объем вводов: ОЭС Центра – 10,29 ГВт ОЭС Урала – 12,5 ГВт Рост спроса на электроэнергию предполагается на уровне 2,9 % в год *Схема подлежит согласованию и должна лечь в основу Генеральной схемы размещения энергообъектов в РФ до 2020 года и на перспективу до 2030 года ( должна быть принята до 01.09.2010 г.) ** Для сравнения: Инвестиционной программой РАО «ЕЭС России» предполагались вводы 2012 года на уровне 42,7 ГВт *** По данным ИНТЕРФАКСА от 20 апреля 2010г. и сайта Минэнерго РФ 10

12. ЧТО НЕОБХОДИМО ?СТРОИТЬ !!! Принятие решения о новом строительстве и модернизации оборудования должно определяться не столько ростом энергопотребления, а скорее необходимостью системной замены морально и физически устаревшего оборудования, новым, отвечающим современному мировому уровню развития электроэнергетики.  11

13. РЕАЛИЗАЦИЯ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ. Особенности и пути решения. • С учетом длительного инвестиционного цикла в энергетике необходима организация непрерывного процесса проектирования- строительства – монтажа – пуско-наладочных работ - ввода новых генерирующих мощностей. • Проблема эффективного управления инвестиционной деятельностью энергетических компаний, включая вопросы управления генподрядными работами и закупками технологического оборудования. • Низкой инвестиционная активность российских энергокомпаний в последнее десятилетие, что свидетельствует об отсутствии у них практических знаний и опыта реализации крупных инвестиционных проектов. • В настоящее время выполнение инвестиционных программ в полном объеме реализуется только в генерирующих компаниях с участием иностранных инвесторов. • В России отсутствует развитый рынок ЕРС/ЕРСМ контрактов, а также на нем практически отсутствуют отечественные компании. • Привлечение зарубежных ЕРС/ЕРСМ – контракторов связано как с определенными преимуществами, так и с недостатками, влияющими на сроки выполнения ими контрактов. 12

14. Опыт строительства, первые проблемы Дефицит проектировщиков Недостаток энергомашиностроительных мощностей и современного оборудования на заводах Дефицит строителей, наладчиков монтажников Две модели строительства генерирующих объектов I. Строительство генери- рующих мощностей собственными силами II. Строительство генери- рующих мощностей с привлечением ЕРС/ЕРСМ - контракторов 13

15. Основные преимущества и недостатки зарубежных ЕРС (ЕРСМ) - контракторов «+» • привлечение зарубежного передового опыта и поставка современного оборудования; • удешевление проектов (оптимальные проектные решения, в том числе за счет компоновки оборудования); • использование современных материалов и, как следствие, уменьшение объемов используемых строительных материалов и СМР. • использование типовых проектов и решений и ускорение процессов проектирования и строительства. «-» • отсутствие опыта работы на российском рынке ЕРС/ЕРСМ контрактов: отсутствие информации о российских подрядных организациях, проблемы с поиском местных специалистов; • различные нормативные и правовые требования к проектированию и материалам, в том числе получение разрешительной документации. • языковой барьер (русификация всей документации и т.д.); • в случае поставки/установки импортного оборудования российские Заказчики попадают в зависимость от производителей оборудования по его техническому обслуживанию и ремонту. • Слабая связь базового проекта, выполняемого зарубежным генподрядчиком и рабочего проектирования, выполняемого, как правило, отечественными проектными институтами (ТЭП, МЭП и др.) «-» отсутствие опыта работы на российском рынке ЕРС/ЕРСМ контрактов: отсутствие информации о российских подрядных организациях, проблемы с поиском местных специалистов; различные нормативные и правовые требования к проектированию и материалам, в том числе получение разрешительной документации; языковой барьер (русификация всей документации и т.д.); в случае поставки/установки импортного оборудования российские Заказчики попадают в зависимость от производителей оборудования по его техническому обслуживанию и ремонту; слабая связь базового проекта, выполняемого зарубежным генподрядчиком и рабочего проектирования, выполняемого, как правило, отечественными проектными институтами (ТЭП, МЭП и др.) 14

16. Москва ОГК-5: Факты Филиалы, краткий обзор производственной деятельности Среднеуральская ГРЭС 1,182 МВт Конаковская ГРЭС 2,400 МВт Установленная мощность • 8.7 ГВт (5.8% общей установленной мощности российских тепловых генерирующих компаний) • Чистый отпуск в 2007г. 8,199 ГВтч • Чистый отпуск в 2008г. 7,770 ГВтч • Основное топливо газ • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2007г. 22% • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2008г. 19% • Чистый отпуск в 2007г.6,803ГВтч • Чистый отпуск в 2008г. 7,213 ГВтч • Основное топливогаз • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2007г.19% • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2008г. 18% Рынки • 36.5 ТВтч чистого отпуска в 2007 г. • 40.7 ТВтч чистого отпуска в 2008 г. • Оптовый рынок электроэнергии, покрывающий европейскую часть России и Уральский регион • Региональные рынки тепловой энергии (около 50% рынка теплоэнергии г. Екатеринбурга) Клиентская база • Работа с 88 из 320 зарегистрированных на оптовом рынке клиентов в 2007 году • Ключевыми клиентами являются крупные региональные сбытовые компании и промышленные потребители (Русэнергосбыт, Мосэнергосбыт, Свердловэнергосбыт, ИнтерРАО, РУСАЛ и т.д.) Рефтинская ГРЭС 3,800 МВт Невинномысская ГРЭС 1,290 МВт • Чистый отпуск в 2007г.15,611ГВтч • Чистый отпуск в 2008г. 19,905 ГВтч • Основное топливо уголь • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2007г.43% • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2008г. 49% • Крупнейшая угольная электростанция в России • Чистый отпуск в 2007г. 5,868ГВтч • Чистый отпуск в 2008г. 5,841 ГВтч • Основное топливогаз • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2007г.16% • Доля в чистом отпуске ОГК-5 в 2008г.14% Привлекательные активы в регионах с растущим энергопотреблением 15

17. Механизмы реализаци и Реализация инвестпрограммы Г енсхемы ОАО «Энел ОГК-5». 17 • ОАО «Энел ОГК-5» играет особую роль в обеспечении успешного социально-экономического развития регионов в зонах своего присутствия: Уральского, Южного и Центрального Федеральных округов России. • Компания развивается по трем основным направлениям : • новое строительство • реконструкция существующего оборудования • модернизация. • Необходимо отметить, что все направления развития являются инновационными, т.е. серьезно повышают эффективность работы оборудования. • В ОАО «Энел ОГК-5» выстроен процесс: инвестиции — разработка — внедрение — получение качественного улучшения. • Существует опыт участия смешанных контракторов в энергетическом строительстве на российских ТЭС. 16

18. Новые инвестиции МОДЕРНИЗАЦИЯ И ЭКОЛОГИЯ на РЕФТИНСКОЙ и КОНАКОВСКОЙ ГРЭС СИСТЕМА СУХОГО ЗОЛОШЛАКО-УДАЛЕНИЯ НА РЕФТИНСКОЙ ГРЭС • Улучшение готовности оборудования • Значительный вклад в улучшение окружающей среды • Возможность реализации сухой золы строительным компаниям • срок конец 2011г. Увеличение срока службы, готовности и эффективности оборудования • Более низкий расход топлива и производственно-ремонтные затраты • Соответствие экологическим стандартам Enel и требованиям ЕБРР НОВАЯ ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА НА СРЕДНЕУРАЛЬСКОЙ ГРЭС НОВАЯ ПАРОГАЗОВАЯ УСТАНОВКА НА НЕВИННОМЫССКОЙ ГРЭС • Мощность: 410 МВт • Топливо: газ • Срок ввода - 2010г. • Мощность: 410 МВт • Топливо: газ • Срок ввода- 2010г. НОВЫЕ ПГУ: жесткий контроль сроков и затрат, передовые технологии, лучшие подрядчики. 17

19. Среднеуральская ГРЭС. Проект строительства ПГУ-410 (энергоблок №12) Площадка строительства, сент.2008 Генеральный подрядчик – компания Iberdrola Ingenieria y Construccion S.A. Uniperson. Cрок ввода в эксплуатацию: 4 квартал 2010 г. Состав оборудования: Газовая турбина с генератором General Electric - срок поставки IV  квартал  2009 года - мощность - 270 МВт. Паровая турбина с генератором Skoda Power a.s. - срок поставки III  квартал  2009 года- мощность - 140 МВт + 200 Гкал тепловой мощности; Котел утилизатор – Nooter/Eriksen, Inc. - срок поставки II  квартал  2009 года  Финансирование проекта - средства от IPO, долгосрочных облигаций и кредитные средства 18

20. СУГРЭС. Энергоблок ПГУ-410 № 12 Этапы строительства • Апрель -май 2010 ГОДА • На строительной площадке в полном объеме выполнены следующие работы: • По фундаментам под здание главного корпуса и основное оборудование • Смонтировано все основное оборудование : ГТ, ПТ, КУ, блочные трансформаторы и трансформаторы собственных нужд • На дожимной компрессорной станции смонтированы компрессора, идет их обвязка трубопроводами • Идет монтаж здания и оборудования на БНС • Ведутся работы по монтажу трубопроводов и инженерных сетей • Ведутся электромонтажные работы. • Газовая турбина четвертого поколения установлена на фундамент в главном корпусе строящегося энергоблока ПГУ-410 . Мощность турбины производства компании GeneralElectric составляет 270 МВт. Турбина, рассчитанная на температуру 1300 градусов. Благодаря этому оборудованию коэффициент полезного действия энергоблока ПГУ-410 достигнет 57%, у строящегося энергоблока показатели выше, чем у любого другого ПГУ в России.После монтажа на холодной газовой турбине начнутся наладочные работы, отладка автоматической системы управления энергоблоком, горячую обкатку турбины компания предполагает начать в июне-июле 2010 года. Общий вид ЭНЕЛОГК-5 установила газовую турбину четвертого поколения на Среднеуральской ГРЭС 19

21. Невинномысская ГРЭС. Проект строительства ПГУ-410 (энергоблок №14) Площадка строительства, ноя.2008 г. Генеральный подрядчик – консорциум компаний Enel и Атомстройэкспорт. Cрок ввода в эксплуатацию: 4 квартал 2010 г. Состав оборудования: Газовая турбина с генератором Siemens 1xSGT5- PAC 4000F: - срок поставки III  квартал  2009 года- мощность - 277,2 МВт Паровая турбина с генератором Siemens SST-900-RH: - срок поставки III  квартал  2009 года- мощность - 134,55 МВт Котел утилизатор – CMI - срок поставки III  квартал  2009 года Финансирование проекта: - средства от IPO, долгосрочных облигаций и кредитные средства 20

22. НВГРЭС энергоблок ПГУ-410 ст.№ 14 Этапы строительства Апрель -май 2010 ГОДА В настоящее время на строительной площадке НГРЭС идет монтаж газовой и паровой турбин, проводится монтаж высотной части каркаса главного корпуса ПГУ-410 в районе КУ, в работе – монтаж трубопроводов. Дымовая труба котла-утилизатора смонтирована до отметки 45 метров. В здании газодожимной компрессорной станции ведется монтаж газовых компрессоров. Начинается этап пуско- наладочных работ. Вид на главный корпус Работы по монтажу ПГУ 21

23. УДЕЛЬНЫЕ РАСХОДЫ ТОПЛИВА В КОНДЕНСАЦИОННОМ РЕЖИМЕ ПГУ и ПСУ ТЭС и ЭКОЛОГИЯ За один год работы, при 100% переносе нагрузки старых мощностей в конденсационном режиме на новые, например - блок ПГУ-410 позволит с экономить 326 миллионов м3 природного газа. Экономия за использованный газ составит 1 381 миллион рублей в ценах 2011 г. Предварительный анализ показывает, что суммарные выбросы от существующих мощностей СУГРЭС и НГРЭС и первых очередей ПГУ-410 не превысят принятые в России нормативы выбросов NOх. На существующих источниках выбросы NO2 составляют 200-250мг/нм3, на ПГУ-410 планируется 50мг/нм3. 22

24. МОДЕРНИЗАЦИЯ И ЭКОЛОГИЯ НА ПРИМЕРЕ концепции развития филиала ОАО «Энел ОГК-5» «Рефтинская ГРЭС» Модернизация энергоблоков мощностью 300МВт с доведением единичной установленной мощности блока до 325÷350 МВт (2010 – 2019 г.г.). В процессе модернизации планируется замена турбин и реконструкция основного и вспомогательного котельного оборудования (поверхности нагрева, регенеративные воздухоподогреватели, дымососы, горелки, мельницы и т.п.) с увеличением ресурса энергоблоков на 30 лет. Параллельно будет вестись работа по замене электрофильтров на рукавные фильтры, с целью снижения выбросов и переходу с системы ГЗУ на СЗШУ для уменьшения площади золоотвала и водопотребления. Модернизации энергоблоков мощностью 500 МВт с доведением единичной установленной мощности блока до 550÷660 МВт (2020 – 2026 г.г.). В результате модернизации суммарная установленная мощность энергоблоков 1-ой и 2-ой очереди должны составить ~ 4150÷4740МВт., с продлением периода работы до 2030-2040 г. для блоков 300 МВт и для блоков 500 МВт до 2050 г. 23

25. Основные задачи - улучшение технико-экономических показателей и продление ресурса оборудования 24

26. ЧТО НЕОБХОДИМО ПОМНИТЬ? Три аварии в Московской энергосистеме 1948, 1978, 2005 Три аварии в московской энергосистеме1948 г.– 1978 г. – 2005 г. 18 декабря 1948 года: погашение центра Москвы, включая Кремль и комплекс правительственных зданий из-за аварии на топливоподаче Шатурской ГРЭС и погашения линии электропередачи от Угличской ГЭС. Температуры наружного воздуха ниже - 30С. Уровень промышленного производства 1948 г. к 1940 г. составил 170%. 30-31 декабря 1978 года ; 1-3января 1979 года: Резкое похолодание, отсутствие топлива (низкое давление в газопроводе, смерзание угля).Останов оборудования на ГЭС-1, ТЭЦ-12, ТЭЦ-21, ТЭЦ-22 с частичной потерей теплоснабжения (невыдерживание температурного графика) районов города Москвы (около 600 тыс.чел.). Температуры наружного воздуха ниже - 30С. Уровень ежегодного прироста ВВП с 1970 по 1980 г.г. до 5%. 25 мая 2005 года: системная энергетическая авария, затронувшая 8 соседних областей с погашением их потребителей. Температура наружного воздуха + 30С. После каждой системной аварии принимались комплексные решения, направленные на активизацию строительства новых энергомощностей. 25

27. Выводы 1 . В результате реформы электроэнергетики дочерние компании ОАО РАО "ЕЭС России" были разделены по видам бизнеса и объединены в новые. РАО "ЕЭС" удалось продать госпакеты акций и разместить допэмиссии практически всех активов, в отношении которых планировалось это сделать. В результате были привлечены частные стратегические инвесторы, в том числе и иностранные, а также значительные средства для реализации инвестпрограмм генерирующих и сетевых компаний. 2. Послекаждой системной аварии принимались комплексные решения, направленные на активизацию строительства новых энергомощностей и сегодня , при изношенности оборудования, для предотвращения аварий необходимо строительство новых энергообъектов , согласно принятым решениям. 3. После аварии в мае 2005 года ОАО РАО «ЕЭС России» было принято решение о разработке всеми энергетическими компаниями программ развития и технического перевооружения своих энергетических объектов. В 2007 году была принята Инвестиционная программа ОАО РАО «ЕЭС России», которая стала основой Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. 4. Финансовый кризис и новые условия: в 4 квартале 2008 года появились новые условия, влияющие на сроки и объем выполнение инвестиционных обязательств генерирующими компаниями: снижение электропотребления и, как следствие, объёмов производства электроэнергии, необходимость корректировки прогнозов экономического развития территорий, трудности в получении кредитных ресурсов на выполнение инвестиционных обязательств и высокие процентные ставки, недостаточность государственных гарантий в возврате инвестиций. В результате не все энергокомпании, собственниками которых являются частные стратегические инвесторы, исполняют свои обязательства в полном объеме по строительству и реконструкции энергетических мощностей. 26

28. Выводы (продолжение) 5. В настоящее время выполнение инвестиционных программ в полном объеме реализуется только в ряде генерирующих компаний, в первую очередь - с участием иностранных инвесторов, которые ведут строительство новых блоков в соответствии с Программой ввода мощностей. 6. Принятие решения о новом строительстве и модернизации оборудования должно определяться не столько ростом энергопотребления, а скорее необходимостью системной замены морально и физически устаревшего оборудования, новым, отвечающим современному мировому уровню развития электроэнергетики.  7. Существующая ситуация требует перехода на парогазовые технологии, а также разработки мероприятий по улучшению использования газа на газо- мазутных станциях. Это направление можно реализовать в кратчайшие сроки, учитывая опыт строительства ПГУ на электростанциях: Северо – Западной ТЭЦ, Калининградской ТЭЦ-2, ТЭЦ 21 и 27 Мосэнерго, строящихся сегодня ПГУ на станциях компании «Энел ОГК-5». 8. Принятые в последнее время ПОСТАНОВЛЕНИЯ Правительства РФ об оплате вновь вводимых мощностей создают необходимые условия для активизации строительства и возврата вложенных средств. . 27

29. Выводы (продолжение) 9. Ускоренному вводу новых мощностей может способствовать создание нескольких однотипных энергоблоков мощностью 100-200 МВт и 400 МВт, с использованием как отечественного, так и частично зарубежного оборудования , имея ввиду использование газовых турбин ГТЭ-65, ГТЭ- 160 ОАО «Силовые машины» (ЛМЗ) и зарубежных газовых турбин большой мощности: 260- 280 МВт. Для решения этой задачи целесообразно формирование госзаказа для заводов отечественного энергомашиностроения. Российская экономика выходит из кризиса и только четкая реализация программ развития энергетики регионов России, учитывая долгий строительный цикл, обеспечит баланс потребления и производства энергии, а планомерное развитие технологий энергосбережения позволит стране стать энергоэффективной. Только сильный энергетический комплекс сможет обеспечить развитие реального сектора экономики. Есть твердое убеждение необходимости активно продолжать работу по реализации инвестиционных программ электроэнергетического комплекса РФ опережающими темпами. 28

30. СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ