Генерация

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 2020 г. по направлению генерации электроэнергии и тепла «Интер РАО» произошёл ряд важных изменений, приведших к сокращению установленной электрической мощности на 2,4%, до 31 088 МВт, и выработки электроэнергии на 18,5%, до 106 079 млн кВт•ч, по следующим причинам:

  • снижение потребления электроэнергии на 2,7% при увеличении выработки ГЭС и АЭС на 9% и 3% соответственно;
  • вывод из эксплуатации неэффективного оборудования энергоблоков Каширской ГРЭС суммарной мощностью 980 МВт;
  • завершение строительства и ввод в эксплуатацию Приморской ТЭС в Калининградской области России установленной мощностью 194,97 МВт;
  • увеличение установленной мощности на 20 МВт в результате переаттестаций мощностей Кармановской ГРЭС, Прегольской ГРЭС и Маяковской ТЭС;
  • продажа Экибастузской ГРЭС-2Операционные результаты АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2», продажа которой осуществлена в декабре 2019 г., включены в операционные результаты Группы в 100% объёме до декабря 2019 г. включительно. Финансовые результаты АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» не отражались в составе финансовых результатов Группы с декабря 2016 г. в связи с переклассификацией в состав активов, предназначенных для продажи. установленной мощностью 1 000 МВт в декабре 2019 г.

Установленная электрическая мощность «Интер РАО» по источникам энергии EU 1 МВт
Установленная электрическая мощность «Интер РАО» по источникам энергии
Установленная тепловая мощность «Интер РАО» по источникам энергии EU 1 Гкал/ч
Установленная тепловая мощность «Интер РАО» по источникам энергии
Выработка электроэнергии «Интер РАО» по источникам энергии EU 2 млн кВт•ч
Выработка электроэнергии «Интер РАО» по источникам энергии
Отпуск тепла «Интер РАО» по источникам энергии EU 2 тыс. Гкал
Отпуск тепла «Интер РАО» по источникам энергии

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 когенерации располагаются в крупных городах.

Самой крупной ТЭЦ «Интер РАО» является Омская ТЭЦ-5 АО «ТГК-11». Потребителем продукции данной станции является население центральной части г. Омска. Установленная электрическая мощность энергообъекта на конец 2020 г. составила 735 МВт, тепловая – 1 763 Гкал/ч. Для выработки тепловой и электрической энергии используются теплофикационные турбины, в том числе Т-185/220–130 – одна из самых мощных, применяющихся в стране. Среди новых энергообъектов, построенных за последние годы, – Затонская ТЭЦ, введённая в 2018 г. для обеспечения тепловой энергией г. Уфы.

Другие электростанцииК энергообъектам с когенерацией отнесены объекты, у которых 100%составляют теплофикационнные турбины, ПГУ, ГТУ, работающие в закрытом цикле, имеющие отпуск тепла потребителю. «Интер РАО», работающие по когенерационному циклу, расположены в Уфе, Томске, Омске, Калининграде, Санкт-Петербурге, Сочи и других городах. Общая установленная мощность данных энергообъектов составляет 6,9 ГВт (22% мощности российских активов Группы). В 2020 г. данными станциями было выработано 33 578 млн кВт•ч электроэнергии, отпуск тепловой энергии составил 30 932 тыс. Гкал.

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 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 497,5 МВт:

  • гидроэлектростанции общей установленной мощностью 465,1 МВт: Павловская ГЭС (166,4 МВт) и Юмагузинская ГЭС (45 МВт) в Республике Башкортостан (Россия), Вогульская ГЭС (4,2 МВт) на Верхнетагильской ГРЭС в Свердловской области (работает с мая по сентябрь), Ириклинская ГЭС (22,5 МВт) для регулирования водности реки Урал на Ириклинской ГРЭС в Оренбургской области, Храми ГЭС-I (113 МВт) и ГЭС-II (114 МВт) в ГрузииФинансовые результаты Храми ГЭС-I и Храми ГЭС-II отражены в сегменте «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 (Россия);
  • 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 Литве и Тюпкильды (1,65 МВт) в Республике Башкортостан (Россия).

Установленная мощность сегмента «Электрогенерация в РФ» EU 1

Сегмент управляется АО «Интер РАО – Электрогенерация», которое объединяет 21 электростанцию в России суммарной установленной мощностью 21 788 МВт и 5 626 Гкал/ч.

Электростанции сегмента «Электрогенерация в РФ» в I ценовой зоне в основном работают на природном газе. 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».

21  788 МВт
5 626 Гкал/ч
суммарная установленная мощность в России

Вводы и выводы мощностей

За отчётный период общая установленная электрическая мощность энергообъектов сегмента сократилась на 3,5%, до 21 788 МВт. Тепловая мощность снизилась на 0,9% и составила 5 626 Гкал/ч. Данная динамика обусловлена следующими факторами:

  • вывод из эксплуатации с 01.01.2020 неэффективного оборудования блоков № 4, № 5, № 6 и с 01.05.2020 – блока № 7 Каширской ГРЭС суммарной установленной мощностью 980 МВт и 52 Гкал/ч, а также с 01.01.2020 – Ириклинской ГЭС установленной мощностью 7,5 МВт;
  • увеличение установленной мощности в связи с переаттестацией с 01.05.2020 блока № 1 Прегольской ТЭС (+3 079 МВт), с 01.06.2020 – блока № 2 Прегольской ТЭС (+4 063 МВт) и блока № 4 (+0 686 МВт), а также блока № 1 Маяковской ТЭС (+0,26 МВт);
  • ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей на Приморской ТЭС (+194,97 МВт), построенной в рамках проекта по обеспечению энергобезопасности Калининградской области.

Приморская ТЭС включает в себя три угольных блока по 65 МВт каждый (введены в эксплуатацию в августе, сентябре и декабре 2020 г.). Всё основное оборудование, установленное на станции, российского производства: паровые турбины производства ЗАО «Уральский турбинный завод», турбогенераторы – ЗАО «ЭЛСИБ», паровые котлы – ОАО «Подольский машиностроительный завод».


Установленная мощность газовых электростанций неценовых зон EU 1
Установленная мощность газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ EU 1
Установленная мощность газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ
Установленная мощность угольных электространций I ценовой зоны и неценовой зоны ОРЭМ EU 1
Установленная мощность угольных электространций I ценовой зоны и неценовой зоны ОРЭМ
Установленная мощность угольных электростанций II ценовой зоны ОРЭМ EU 1
Установленная мощность угольных электростанций II ценовой зоны ОРЭМ

Установленная мощность сегмента «Теплогенерация в РФ» EU 1

В состав сегмента входит три крупных теплогенерирующих компании (АО «ТГК-11», АО «Томская генерация» и ООО «БГК»), суммарной установленной электрической мощностью 6 523 МВт и установленной тепловой мощностью 19 408 Гкал/час. Также в сегмент входят теплосети общей протяжённостью 2 716 км в Омской и Томской областях, а также в Республике Башкортостан.

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 4 472 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, включая три миниГТУ-ТЭЦ.

В 2020 г. установленная мощность подсегмента практически не изменилась за исключением переаттестации энергоблока ст. № 1 Кармановской ГРЭС с увеличением установленной электрической мощности с 303,2 МВт до 315,2 МВт (+12,0 МВт).


Структура установленной мощности подсегмента «Генерация Башкирии»


Установленная мощность ВИЭ I ценовой зоны ОРЭМ EU 1
Установленная мощность ВИЭ I ценовой зоны ОРЭМ
Установленная мощность ВИЭ I ценовой зоны EU 1
Установленная мощность ВИЭ I ценовой зоны

Установленная мощность подсегмента «ТГК-11»

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

Энергообъекты АО «ТГК-11» и АО «Омск РТС» расположены в Омске. АО «Омск РТС» объединило в своём составе теплосетевой, теплосбытовой бизнес и выработку тепловой энергии в 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 Томске. Общая установленная мощность АО «Томская 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 660 км (включая арендованные сети). К структуре АО «Томская генерация» также относятся СП «Теплоэнергосбыт», СП «Тепловая инспекция и энергоаудит».


Структура установленной мощности подсегмента «ТГК-11»


Установленная мощность газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ EU 1
Установленная мощность газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ
Установленная мощность угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ EU 1
Установленная мощность угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ

Операционные результаты сегмента «Электрогенерация в РФ» EU 2

Выработка электрической энергии генерирующими объектами сегмента «Электрогенерация в РФ» в 2020 г. снизилась на 19,4% и составила 74 211 млн кВт•ч. Коэффициент использования установленной электрической мощности (КИУМ) станций сегмента снизился на 7,7 п. п. до 39%.

Снижение выработки объясняется сокращением внутреннего потребления на 2,3%, которое произошло из-за аномально тёплой зимы, а также снижением деловой активности вследствие влияния карантинных ограничений, вызванных пандемией коронавируса. Дополнительным негативным фактором для тепловой генерации было раннее половодье и высокая водность рек, что способствовало увеличению выработки на гидроэлектростанциях на 9%. На 3% выросла выработка электроэнергии на АЭС. Наиболее существенное снижение выработки отмечено на Костромской ГРЭС (5 648 млн кВт•ч, или – 37,0%) и Пермской ГРЭС (3 198 млн кВт•ч, или –25,6%). Кроме того, на снижение выработки повлиял длительный простой в неплановом ремонте блока № 1 Южноуральской ГРЭС-2 (2 440 млн кВт•ч, или – 40,1%), вывод из эксплуатации неэффективного оборудования Каширской ГРЭС (2 050 млн кВт•ч, или – 85,6%).

Отпуск тепловой энергии сегмента «Электрогенерация в РФ» составил 4 338 тыс. Гкал, сократившись на 3,3% в результате более высокой средней температуры наружного воздуха в зимнее время в регионах присутствия Группы (в основном – Северо-Западная ТЭЦ), а также вследствие вывода из эксплуатации неэффективного оборудования Каширской ГРЭС.


Структура выработки и отпуска тепла сегмента «Электрогенерация в РФ»


Рост удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии с шин на 2,8 г у. т. / кВтч, или на 1,0%, а также удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии на 0,5 кг у. т. / Гкал, или 0,3%, произошло вследствие менее оптимальной загрузки генерирующего оборудования в результате более низкого спроса на электроэнергию и тепло по сравнению с 2019 г.

Выработка электроэнергии и отпуск тепла газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ EU 2
Выработка электроэнергии и отпуск тепла газовых электростанций I ценовой зоны ОРЭМ
Выработка электороэнергии и отпуск тепловой энергии угольных электростанций II ценовой зоны ОРЭМ EU 2
Выработка электороэнергии и отпуск тепловой энергии угольных электростанций I ценовой зоны и неценовой зоны ОРЭМ EU 2
Выработка электороэнергии и отпуск тепловой энергии угольных электростанций I ценовой зоны и неценовой зоны ОРЭМ
Выработка газовых электростанций неценовой зоны EU 2

Более детальная информация о структуре выработке представлена на сайте «Интер РАО» в разделе «Справочник аналитика».

Финансовые результаты сегмента «Электрогенерация в РФ»

В 2020 г. уменьшение выручки сегмента «Электрогенерация в РФ» на 17,5 млрд руб. (–9%) произошло преимущественно по причине снижения выработки электроэнергии в связи с сокращением потребления в единой энергосистеме РФ вследствие повышенной температуры воздуха в отчётном году, снижения деловой активности на фоне пандемии, а также значительным ростом объёмов выработки электроэнергии ГЭС и АЭС. Дополнительным фактором явилось снижение средневзвешенной цены реализации электроэнергии. Среди факторов, оказавших положительное влияние на выручку, – ввод блоков № 3 и 4 Прегольской ТЭС в 2019 г. и блоков № 1 и 2 Приморской ТЭС в 2020 г. (увеличилось количество месяцев оплаты мощности в рамках регулируемых договоров) и применения к цене за мощность оплаты дельты ДПМ по ряду станций на фоне общего снижения объёмов реализации мощности на 5,5%, в том числе в результате окончания статуса ДПМ блоков на Каширской ГРЭС и Сочинской ТЭС.

Снижение расходов на топливо на 14,7 млрд руб. вызвано снижением выработки электроэнергии.

Показатель EBITDA сегмента «Электрогенерация в РФ» снизился на 3,1 млрд рублей, или 4%.

Показатели Сегмент «Электрогенерация в Российской Федерации»
2018 2019 2020 2020/2019
Выручка, млн руб. 177 358 192 449 174 921 –9%
Доля в выручке Группы «Интер РАО», % 18% 19% 18% –1 п. п.
Операционные расходы, в т. ч.:
  • расходы на приобретение э/э и мощности, млн руб.
(6 999) (6 852) (6 832) 0%
  • расходы на топливо, млн руб.
(76 490) (77 501) (62 816) –19%
  • доля в прибыли/(убытке) совместных предприятий, млн руб.
(3 057) 3 125 3 101 –1%
EBITDA, млн руб. 59 998 79 440 76 335 –4%
EBITDA marginПоказатель «EBITDA margin» рассчитан с учётом исключения межсегментной выручки сегмента «Электрогенерация в РФ» в сумме 46 893 млн руб. за 2020 г., 50 502 млн руб. — за 2019 г. и 46 037 млн руб. — за 2018 г., % 46% 56% 60% 4 п. п.
Доля в EBITDA Группы «Интер РАО», % 50% 56% 62% 6 п. п.

Операционные результаты сегмента «Теплогенерация в РФ» EU 2

Выработка электрической энергии генерирующими объектами сегмента «Теплогенерация в РФ» в 2020 г. сократилась на 6% и составила 26 705 млн кВт•ч. Коэффициент использования установленной электрической мощности (КИУМ) станций сегмента сократился на 3,3 п. п.до 46,6%. Снижение выработки в основном обусловлено показателями Кармановской ГРЭС Группы «БГК» (–1 599 млн кВт•ч, или –19,6%) в условиях снижения цен на ОРЭМ и роста топливной составляющей, что привело к необходимости снижения количества работающих энергоблоков и часов загрузки. При этом на Затонской ТЭЦ отмечен рост выработки (+265 млн кВт•ч, или +9,6%), что обусловлено меньшим количеством дней простоя энергоблоков станции в ремонтах в 2020 г. относительного 2019 г.

Снижение отпуска тепловой энергии с коллекторов на 907 тыс. Гкал (–2,5%) связано с увеличением средней температуры в 2020 г. относительно 2019 г. в регионах присутствия Группы.

Снижение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии с шин на 6,8 г у. т. / кВт•ч, до 308 г у. т. / кВт•ч, или на 2,2%, произошло вследствие оптимизации загрузки работы генерирующего оборудования. Рост удельного расхода условного топлива на отпуск тепловой энергии составил 3,0 кг у. т. / Гкал, до 146 кг у. т. / Гкал, или 2,1%.


Структура выработки и отпуска тепла «Генерации Башкирии»


Выработка электроэнергии и отпуск тепла газовых электростанций и котельных I ценовой зоны ОРЭМ EU 2
Выработка электроэнергии и отпуск тепла газовых электростанций и котельных I ценовой зоны ОРЭМ
Выработка электроэнергии и отпуск тепла угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ EU 2
Выработка электроэнергии и отпуск тепла угольных электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ
Выработка электроэнергии и отпуск тепла газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ EU 2
Выработка электроэнергии и отпуск тепла газовых электростанций и котельных II ценовой зоны ОРЭМ
Выработка электроэнергии на ГЭС, мГЭС и ВЭС I ценовой зоны ОРЭМ EU 2 млн кВт•ч
Выработка электроэнергии на ГЭС, мГЭС и ВЭС I ценовой зоны ОРЭМ

Более детальная информация о структуре выработке представлена на сайте «Интер РАО» в разделе «Справочник аналитика».

Финансовые результаты сегмента «Теплогенерация в РФ»

Уменьшение выручки сегмента «Теплогенерация в РФ» составило 3,3 млрд руб. (–3%) в 2020 г.

Уменьшение выручки в подсегменте «Генерация Башкирии» на 1,8 млрд руб. стало суммой таких разнонаправленных факторов, как сокращение реализации электроэнергии в связи со снижением потребления в ЕЭС России, рост реализации тепловой энергии в результате разнонаправленных эффектов от роста тарифа на теплоноситель и снижения потребления в связи с повышением среднемесячных температур, а также рост выручки от реализации мощности в основном за счёт увеличения объёма реализации по договорам ДПМ и КОМ и цены ДПМ.

Снижение выручки на 1,4 млрд руб. в подсегменте «ТГК-11» было вызвано снижением объёмов реализации и цен на РСВ, в том числе уменьшением загрузки в торговом графике в связи с ростом предложения ГЭС, а также окончанием действия ДПМ с 01.01.2020 по объекту ТГ-2 ГРЭС-2.

Показатель EBITDA сегмента «Теплогенерация в РФ» увеличился на 0,3 млрд руб., или 2%, в результате разнонаправленной динамики компаний сегмента. Так, уменьшение показателя EBITDA Группы «ТГК-11» составило 0,8 млрд руб. за счёт снижения объёмов и цен реализации электроэнергии на РСВ. При этом рост показателя EBITDA Группы «БГК» составил 1,1 млрд руб. Основными факторами роста стали экономия по статье «Расходы по транспортировке теплоэнергии» в связи с тем, что в сопоставимом периоде услуги по транспортировке приобретались у стороннего поставщика, а с 01.06.2019 тепловые сети взяты в аренду и транспортировка осуществляется собственными силами; увеличение цены реализации мощности; рост доходов от штрафов и пени на 950 млн руб. в основном по строительству ПГУ 440 МВт Затонской ТЭЦ; получение страховых возмещений по аварийным ситуациям в общей сумме 142 млн руб.

Показатели Сегмент «Теплогенерация в Российской Федерации»
2018 2019 2020 2020/2019
Выручка, млн руб. 90 253 95 965 92 695 –3%
Доля в выручке Группы «Интер РАО», % 9% 9% 9% 0 п. п.
Операционные расходы, в т. ч.:
  • расходы на приобретение э/э и мощности, млн руб.
(6 606) (7 265) (6 812) –6%
  • расходы на топливо, млн руб.
(41 968) (44 359) (42 207) –5%
EBITDA, млн руб. 17 670 19 594 19 911 2%
EBITDA marginПоказатель EBITDA margin рассчитан с учётом исключения межсегментной выручки сегмента «Теплогенерация в РФ» в сумме 17 890 млн руб. за 2020 г., 17 592 млн руб. — за 2019 г. и 15 388 млн руб. — за 2018 г., % 24% 25% 27% 2 п. п.
Доля в EBITDA Группы «Интер РАО», % 14% 13% 17% 4 п. п.

Объекты программы ДПМ

Информация об объектах «Интер РАО», получающих тариф на мощность по ДПМ Дополнительная информация представлена в  «Справочнике аналитика» на  сайте «Интер РАО».
Станции Блоки Фактическая установленная мощность по ДПМ, МВт Период получения тарифа на мощность по ДПМНе включены объекты ДПМ, которые перестали получать тариф ДПМ на мощность до 01.01.2020.

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

Ивановские ПГУ Блок № 2 Ивановских ПГУ 325 01.07 01.01
Харанорская ГРЭС Блок № 3 235 01.12 31.12
Уренгойская ГРЭС Блок №1 505,7 01.12 30.09
Томский филиал «ТГК-11» № 1 ГТУ-16 (ПРК) 14,7 01.01 31.12
Омская ТЭЦ-3 ПГУ-90 (Блок № 1) 85,2 01.07 31.12
Гусиноозёрская ГРЭС Блок № 4 210 01.11 31.12
Джубгинская ТЭС Блок № 1, 2 198 01.11 31.10
Южноуральская ГРЭС-2 Блок № 1 422,1 01.03 31.12
Нижневартовская ГРЭС Блок № 3, 1 431 01.04 30.09
Омская ТЭЦ-3 Турбина ст. № 13 60 01.12 31.12
Черепетская ГРЭС Блоки № 8, 9 450 01.01 31.12
01.04 31.12
Южно-Уральская ГРЭС-2 Приказ ПАО «Интер РАО» от 22.07.2019 № 2 422,4 01.12 31.12
Омская ТЭЦ-3 № 10 (Турбина Т-120) 120 01.01 31.12
Верхнетагильская ГРЭС Блок № 12 447,2 01.06 01.11
Пермская ГРЭС Блок № 4 903 01.08 30.06
Затонская ТЭЦ Блоки № 1, 2 440 01.03 31.12
01.04 31.12
Итого 5 269,3

Ремонтная деятельность и аварийность EU 30

Программы ремонтов производственных активов «Интер РАО» на 2020 г. были сформированы с учётом следующих условий:

  • 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 16% относительно 2019 г., до 259 случаев.

Аварии, произошедшие в 2020 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.

Ремонт и реконструкция в сегменте «Электрогенерация в РФ» EU 30

В 2020 г. средний коэффициент эксплуатационной готовности электростанций сегмента «Электрогенерация в РФ» составил 83,6%, показав снижение относительно 2019 г. (85,8%) по причине ремонтных работ на энергоблоках Сочинской ТЭС, Гусиноозёрской ГРЭС и Южноуральской ГРЭС. Общие фактические затраты на ремонт в 2020 г. по сегменту «Электрогенерация в РФ» составили 8 176,1 млн руб. без НДС.

Количество аварийных отключений на российских генерирующих объектах шт.
Количество аварийных отключений на российских генерирующих объектах
Средний коэффициент эксплуатационной готовности станций сегмента «Электростанция в РФ» EU 30 %
Средний коэффициент эксплуатационной готовности станций сегмента «Электростанция в РФ»
Ключевые мероприятия по ремонту и реконструкции в сегменте «Электрогенерация в РФ»
Мероприятия Результат
Капитальный ремонт газовой турбины ст. № 12 энергоблока № 1 Северо-Западной ТЭЦ
Инспекция горячего тракта газовой турбины и замена лопаточного аппарата. Продление ресурса газовой турбины ст. № 12 на пять лет.
Модернизация генератора энергоблока № 8 Костромской ГРЭС
Модернизация генератора энергоблока № 8 Костромской ГРЭС, изготовленного в 1972 г., обусловленная техническим состоянием. Увеличение мощности генератора с 320 до 350 МВт и снятие ограничений на последующую модернизацию силового тепломеханического оборудования (в рамках реализации программы КОММод).
Техническое перевооружение генератора Г-2 Северо-Западной ТЭЦ с полной заменой обмотки статора и применением современной изоляции повышенной теплопроводности
Полная замена обмотки статора из-за виброискровой эрозии полупроводящего покрытия в зоне выхода стержня из паза, приведшей к преждевременному старению изоляции. Изменение типа изоляции обмотки статора с Global VPI на Resin rich с продлением срока службы генератора, улучшением изоляционных свойств обмотки, её тепловых характеристик. Обеспечена возможность проведения эксплуатационных испытаний и измерений параметров генератора в большем объёме.

Ремонт и реконструкция в сегменте «Теплогенерация в РФ» EU 30

В 2020 г. средний коэффициент эксплуатационной готовности электростанций подсегмента «Генерация Башкирии» незначительно снизился относительно прошлого года, составив 86,6% относительно 88,8% в 2019 г. Также снижение коэффициента произошло и в АО «Томская генерация» с 86,4% до 79,9%. При этом в АО «ТГК-11» произошел значительный рост коэффициента с 85,6 % до 89% в 2020 г. Причинами изменений являются сроки и объёмы ремонтных кампаний дочерних обществ.

Средний коэффициент эксплуатационной готовности станций сегмента «Теплогенерация в РФ»EU 30
Средний коэффициент эксплуатационной готовности станций сегмента «Теплогенерация в РФ»
Ключевые мероприятия по ремонту и реконструкции в сегменте «Теплогенерация в РФ»
Мероприятия Результат
Модернизация и капитальный ремонт оборудования Омской ТЭЦ-5
Капитальный ремонт турбоагрегата с заменой соплового аппарата, двух ступеней ротора высокого давления, ремонт корпусных частей цилиндров. Капитальный ремонт градирни с восстановлением ж/б конструкций днища, стенок чаши и фундаментов башни, ж/б колонн градирни и др. Техническое перевооружение электрофильтра с монтажом газоочистного оборудования, газоходов и дымососов. Продление паркового ресурса турбоагрегата с восстановление проектных характеристик, снижение ограничений установленной мощности в летние периоды, увеличение степени очистки фильтра с 98,7% до 99,51%.
Капитальный ремонт энергоблока ст. № 2 Кармановской ГРЭС
Замена ширмового пароперегревателя парового котла с заменой марки стали змеевиков, набивки РВП и гибов трубопроводов в пределах котла. Ремонт паровой турбины К-300–240, замена рабочих лопаток регулирующей ступени РВД, замена рабочих лопаток 28-й ступени РСД, замена бандажей на двух ступенях РВД и двух ступенях РСД. Продление ресурса и увеличение надёжности эксплуатации с улучшением технико-экономических показателей оборудования.
Капитальный ремонт турбоагрегата ст. № 5 Уфимской ТЭЦ-2
Замена рабочих лопаток регулирующей ступени РВД; рабочих лопаток и диска 29-й ступени РНД; бандажных и контактных колец ротора генератора; заводской ремонт возбудителя с заменой обмотки статора; модернизация пароструйного эжектора с установкой новой модернизированной трубной системы из профилированных коррозионностойких трубок. Продление ресурса и увеличение надёжности эксплуатации. Модернизация щита, а также ЭГСР паровой турбины с реализацией функций САУ ЭГСР в существующем АСУТП на базе ПТК «КРУГ-2000» с созданием опытного образца с применением ПТК российского производства.
Капитальный ремонт гидроагрегата ст. № 3 Павловской ГЭС
Ремонт сегментов опорного и направляющего подшипников с заменой фторопластового слоя. Проведён завершающий этап по модернизации Павловской ГЭС в части замены защитных механизмов гидроагрегатов. Повышение надёжности оборудования и продление срока службы гидроагрегатов.

Перспективы развития направления «Генерация»

В соответствии со Стратегией развития «Интер РАО» до 2025 г. с перспективой до 2030 г. в долгосрочной перспективе генерация продолжит играть ключевую роль в деятельности Группы и будет являться приоритетным направлением развития.

В ближайшей перспективе «Интер РАО»сосредоточится на реализации мероприятий по модернизации генерирующих объектов, отобранных в рамках участия в общегосударственной программе модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций, утверждённой постановлением Правительства России от 25.01.2019 № 43.

По итогам прошедшего в 2020 г. отбора проектов модернизации на 2026 г. «Интер РАО» получила 46% от квоты в 3,8 ГВт (1,75 ГВт). Суммарный объём мощности отобранных проектов Группы в конкурсах КОММод на 2022–2026 гг. составляет около 8,5 ГВт, что эквивалентно 40% всей программы.

При развитии существующих тепловых активов концентрация усилий будет направлена на реализацию имеющегося потенциала по повышению эффективности.

Также предполагается проработка вариантов участия «Интер РАО» в проектах ВИЭ в России, рассмотрение возможности приобретения генерирующих активов, работающих на основе ВИЭ, взаимодействие с крупными участниками рынка ВИЭ в России в целях возможного взаимовыгодного сотрудничества.