На Бережковской набережной.

«Запуск такой парогазовой установки является большим событием в электроэнергетике и в энергетике в целом, потому что это огромный объём инвестиций, большие работы, современные технологии», — отметил Мэр Москвы.

Он подчеркнул, что такие события в Москве происходят с завидной регулярностью. «Это означает, что энергетика Москвы становится более эффективной, меньше потребляет газа, и, соответственно, меньше выбросов в атмосферу, больше надёжность и, конечно, больше возможностей для подключения новых потребителей», — заявил Сергей Собянин.

Как доложил Мэру Москвы генеральный директор ООО «Газпром энергохолдинг» Денис Фёдоров, пуск нового блока намечен на 26 июня, в настоящее время заканчиваются подготовительные работы.

Ввод нового энергоблока также позволит улучшить экологическую ситуацию в Москве. Впервые на нём будет использоваться сухая вентиляторная градирня (устройство для охлаждения воды). В отличие от традиционных башенных градирен, новая технология позволяет исключить испарения воды и уменьшить её забор из Москвы-реки.

Кроме того, объём выбросов в атмосферу окислов азота при использовании парогазовых энергоблоков примерно в три раза меньше, чем у традиционных паросиловых агрегатов.

По словам Дениса Фёдорова, новая парогазовая установка достаточно небольших размеров, поскольку построена в центре города. Он пояснил, что во время работы установки большие облака пара образовываться не будут: «Она использует температуру воздуха в охлаждении, а не воду. И дополнительно охлаждается вентиляторами».

ТЭЦ-12 (историческое наименование — Фрунзенская ТЭЦ) была введена в эксплуатацию 17 июня 1941 года. В начале войны оборудование ТЭЦ было эвакуировано. Восстановление теплоэлектроцентрали началось в 1944 году, а ещё через два года состоялось вторичное введение ТЭЦ в эксплуатацию.

«В 1944 году началось восстановление электростанции, она постоянно увеличивала нагрузку. В своё время она работала на угле, на сегодняшний день это чисто газовая электростанция. Здесь стоит новый энергоблок, который в ближайшие дни будет запущен», — отметил руководитель Департамента топливно-энергетического хозяйства Москвы Павел Ливинский. По его словам, следующим этапом на ТЭЦ-12 планируется строительство аналогичного блока, а в итоге она станет современной, новой электростанцией.

До ввода нового энергоблока электрическая мощь станции составляла всего 400 мегаватт, а тепловая мощность — 1751 гигакалорию в час. После запуска энергоблока эти показатели выросли до 612 мегаватт и 1897 гигакалорий соответственно.

Строительство нового парогазового энергоблока мощностью 220 мегаватт (ПГУ-220) началось в декабре 2010 года. В его состав вошли:

— газовая турбина типа ГТЭ-160 с синхронным генератором типа ТЗФГ-160-2МУЗ производства ОАО «Силовые машины» (завод генераторов «Электросила»);

— двухконтурный котёл-утилизатор ПК-74 производства ОАО «Подольский машиностроительный завод»;

— паровая турбина типа Т-56/73-7,8/0,04 производства ОАО «Калужский турбинный завод» с синхронным генератором ТЗФП-80-2УЗ производства ОАО «Силовые машины».

Кроме того, было применено трансформаторное оборудование производства ПАО «Запорожтрансформатор» (Украина) и высоковольтные распределительные устройства КРУЭ 110 киловольт и КРУЭ 220 киловольт производства Siemens (Германия).

Таким образом, основное оборудование нового блока мощностью 212 мегаватт произведено отечественными машиностроительными предприятиями. Его тепловая мощность составляет не менее 140 гигакалорий в час, а удельный расход условного топлива — 192 грамма на киловатт-час, что на 27 процентов меньше, чем на действующих энергоблоках ТЭЦ-12 (263,5 грамма на киловатт-час).

Построенный энергоблок является одним из самых современных парогазовых блоков в России. Его КПД в конденсационном режиме составляет 49 процентов, в теплофикационном режиме — 77 процентов.

Строительство энергоблока нового поколения с передовым российским оборудованием повысит безопасность столицы и исключит дефицит электрической мощности в 23 районах Западного и Центрального административных округов Москвы. Благодаря новому ПГУ-220 сети будут работать без аварий, а более двух миллионов горожан смогут получать тепло без перебоев.

Дефицит мощности ТЭЦ исключён минимум до 2020 года и позволяет присоединять к ней новых потребителей. Установленная электрическая мощность ТЭЦ-12 после ввода в эксплуатацию энергоблока ПГУ-220 составит 612 мегаватт (МВт), тепловая — 1897 гигакалорий в час (Гкал/ч).

Основное оборудование нового блока произвели по принципу локализации производства и импортозамещения — блок создан на базе преимущественно российского оборудования: газовая и паровая турбины, двухконтурный котёл-утилизатор для работы турбины.

Ввод парогазового энергоблока ПГУ-220 ТЭЦ-12 позволит снизить удельный расход топлива на выработку энергии в целом по станции на 15 — 20 процентов. При этом благодаря новым технологиям сократится потребление природного газа, уменьшатся эксплуатационные затраты станции.

«Это большое дело, что такая реконструкция состоялась. Она не первая, и она не последняя в череде тех больших программ по модернизации мощностей „Мосэнерго“», — заявил Павел Ливинский.

ПГУ-220 на ТЭЦ-12 стал шестым по счёту энергоблоком на основе современной парогазовой технологии, введённым на электростанциях ОАО «Мосэнерго» начиная с 2007 года. Работы по строительству были выполнены за счёт собственных средств ОАО «Мосэнерго» без привлечения средств городского бюджета.

Новая программа модернизации тепловой энергетики (ДПМ-2) вызвала довольно острую дискуссию между генерацией, потребителями, Министерством энергетики, отраслевыми сообществами и экспертами. Предыстория: парк тепловых станций устарел, а на нем держится 60% российской генерации. Средний возраст российской ТЭС - тридцать пять лет, а из 244 ГВт установленной мощности 129 ГВт (то есть больше половины) в ближайшие пятнадцать лет выработают ресурс.

При этом в стране очевидные проблемы профицита мощностей, которые давят на цену электроэнергии и искажают рыночные принципы функционирования отрасли. Но цена на электричество для российской промышлености сопоставима с уровнем цен в Китае, США и некоторых европейских странах. И возможностей для маневра за счет роста цен у отечественной энергетики не так много.

Как получилось, что профицит не нивелирует проблем с выводом устаревших мощностей? Дело в том, что ситуация с мощностями по стране неоднородна. В некоторых регионах острых проблем с тепловой генерацией нет, а где-то, наоборот, вопрос модернизации стоит очень остро - например, в Центрально федеральном округе, где относительно мягкий климат не позволяет ТЭЦ работать столь же эффективно, как станциям на Урале. В ЦФО накоплен огромный инфраструктурный износ. Главный оператор теплогенерирующих мощностей в Центральной России - компания «Квадра». Новая программа модернизации ТЭЦ в сложившихся условиях регулирования рынка ей крайне необходима. Продолжая обсуждение ДПМ-2 на страницах «Эксперта», генеральный директор ПАО «Квадра» Семен Сазонов рассказал, почему у программы ДПМ-2 нет альтернатив.

- Самая актуальная тема в теплоэнергетике - одобренная президентом РФ программа Минэнерго по модернизации энергетики в части тепловой генерации, которую называют ДПМ-2. Насколько для «Квадры» важно участие в этой программе и определились ли в компании с потенциальными объектами модернизации?

- Безусловно, мы планируем принять участие в реализации программы ДПМ-2. Мы активно ведем предпроектную работу, готовим обоснование, а также предложения по базовым принципам механизма отбора проектов для модернизации. Вообще, первым позитивным моментом в российской теплоэнергетике в прошлом году стало определение целевой модели рынка тепловой энергии, которая вводит понятие альтернативной котельной и закрепляет новый подход к тарифообразованию в отрасли. Второй и главный момент - как раз программа ДПМ-2.

- Почему?

Эта программа - единственно возможный оптимальный источник модернизации изношенных мощностей в отечественной теплоэнергетике. Во многих регионах присутствия мы реализуем масштабные программы модернизации тепловых сетей. Следующий этап развития - программа модернизации действующих генерирующих мощностей, которую предлагает реализовать Министерство энергетики России. Результатом будет снижение износа и повышение надежности генерирующих активов, а также повышение экономичности производства. Кроме того, реализация программы приведет к мультипликативному эффекту в смежных отрасля

Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам и вынуждает энергетиков отказываться от производства тепла или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию

Минэнерго дало старт дискуссии о модернизации энергомощностей, чей ресурс будет исчерпан в ближайшие годы. До конца года министерство намерено завершить работу над механизмом, который должен стимулировать инвестиции в новые проекты.

У отраслевого сообщества нет сомнений, что проблему выбывающего по сроку использования энергооборудования необходимо решать. Судя по статистике, котлы и турбины приближаются по среднему возрасту к музейным экспонатам. За последние 20 лет средний срок службы котлов в России вырос с 29 до 43 лет, а без учета новых вводов достигает 49 лет. Текущие рыночные цены на мощность и доходность в свободном секторе электроэнергии не позволяют окупить модернизацию.

Новый договор

Возможно, лучшим решением является обращение к успешному опыту строительства новых энергоблоков на условиях договоров о поставке мощности (ДПМ). Большинство генерирующих компаний закончило масштабные стройки. Отрасль обрела 36,1 ГВт современных мощностей.

Основной предпосылкой для выбора площадок под ДПМ-проекты была энергодефицитность территории в ближайшие десять лет. Таким образом, новые энергоблоки строились с ориентиром на крупного потребителя, а стоимость их строительства гарантированно покрывалась за счет продажи электроэнергии и мощности на оптовый рынок. Из возведенных в рамках ДПМ новых генерирующих мощностей только 12 ГВт пришлось на теплофикационные станции, обеспечивающие централизованное теплоснабжение городов. Получается, в масштабах страны когенерация, то есть совместная выработка электрической и тепловой энергии, обновилась в наименьшей степени. В условиях сурового российского климата социальная роль централизованного теплоснабжения вдвойне значима, оно обеспечивает отопление более 80% жилого фонда в городах России — это почти 70 млн человек.

Отложенная на потом проблема износа в теплоснабжении дает о себе знать, аварийность на старом генерирующем оборудовании трудно удерживать хотя бы на прежнем уровне без глубокой модернизации. Если ждать и дальше, когда инфраструктура производства тепла придет в негодность, то придется идти радикальным путем и строить новые котельные, что потребует колоссальных бюджетных средств. Развитие менее эффективных локальных источников неизбежно приведет к росту тарифа на тепло для потребителей. Поэтому отправной точкой при отборе проектов дальнейшей модернизации генерации должны стать именно центры тепловых нагрузок.

А как же цена?

Но без пересмотра правил игры в теплоснабжении экономика модернизации не сложится. Текущее регулирование тарифов на тепло по методу «затраты плюс» приводит лишь к убыткам от реализации тепла и вынуждает генерирующие компании отказываться от производства тепла полностью или компенсировать потери за счет цены на электроэнергию.

В поисках выхода из ситуации только что приняты поправки в закон «О теплоснабжении» . Мы видим, что новая модель, предусматривающая свободное ценообразование на тепло в рамках предельных уровней, вызывает интерес представителей власти в ряде регионов. На наш взгляд, тем, кто выберет новый механизм, в первую очередь и должна быть предоставлена возможность включить свои объекты тепловой и электрической генерации в программу ДПМ-2.

Нередко приходится слышать от промышленных потребителей претензии к генераторам по поводу высокой стоимости программы ДПМ, отразившейся в ценах на мощность. Но парадокс в том, что потребитель все равно остался в выигрыше: новые высокоэффективные мощности достались потребителям фактически бесплатно.

Поясню. Рост оптовых цен на электроэнергию все последние годы существенно отстает от темпов роста цен на газ за счет более эффективного использования топлива на новых блоках. По нашим расчетам, за 2010-2028 годы совокупный рост цен на газ достигнет 266% против 201% роста оптовых цен на электроэнергию Если бы новые блоки по ДПМ не вводились в эксплуатацию, то оптовые цены на электроэнергию росли бы синхронно с ценами на газ, а технологическое отставание генерации только прогрессировало бы. Рост эффективности оборудования позволяет потребителям экономить до 11% платежей за электроэнергию ежегодно и полностью компенсирует стоимость новой генерации для оптового рынка. Более того, потребитель останется в плюсе, заплатив за новые мощности к 2028 году 2,9 трлн руб. при снижении цен на электроэнергию и мощность на 3,2 трлн руб. по сравнению с теми, которые выставила бы старая генерация.

Решение для ТЭЦ

Новая волна модернизации генерирующих мощностей также направлена на удешевление выработки тепловой и электрической энергии, поэтому будет как минимум безвредной для кармана потребителя. Повышая надежность и мощность действующего оборудования, компании смогут быстрее выводить профицитные и выработавшие нормативный ресурс генерирующие мощности. Профицит тепловых мощностей огромен: их установленная мощность достигает 18 ГВт. ТЭЦ в России загружены в среднем лишь на 30%. Прекращение оплаты избыточных объектов позволит снизить ценовую нагрузку на потребителей.

В эффективности генерации будут напрямую заинтересованы единые теплоснабжающие организации в городах, закупающие для поставки конечному потребителю тепловую энергию из наиболее дешевых источников.

Для того чтобы не допустить перехода отрасли в критическое состояние, необходимо принять основные решения по запуску программы ДПМ-2 к началу 2018 года. Ведь электроэнергетика и теплоснабжение относятся к базовым отраслям, развитие которых должно быть поступательным, с опорой на долгосрочные ценовые и инфраструктурные эффекты. Модернизация ТЭЦ потянет за собой развитие смежных сфер российской экономики, в том числе энергетического машиностроения и инжиниринга, а также повысит надежность жизненно важных коммунальных систем. Региональные власти, в том числе территории присутствия «Т Плюс», в первую очередь заинтересованы в таких эффектах и поддержат включение проектов энергокомпании в программу ДПМ-2.

тема: (309 материалов)

В настоящее время работает депутатская комиссия, занимающаяся вопросом модернизации ТЭЦ Бишкека на средства китайского кредита. Судя по тому, как долго она рассматривает подробности соглашения с "Эксимбанком" Китая и принятия объекта в эксплуатацию, отчет комиссии хотят похоронить. сайт решил вспомнить главных лиц, участвующих в подготовке соглашения, и тех, при ком открывали модернизированную часть теплоэлектроцентрали.

Соглашение между Китаем и Кыргызстаном

16 июля 2013 года ОАО "Электрические станции" и китайская компания ТВЕА заключили кредитное соглашение на реализацию проекта "Модернизация ТЭЦ Бишкека" на сумму $386 млн . По информации ТВЕА, проект модернизации осуществлен в рамках межправительственного соглашения.

Для этого власти Кыргызстана одобрили кредит от "Эксимбанка" Китая в размере $386 млн. С учетом процентов до 2033 года наша страна должна вернуть $480 млн. С 14 мая 2014 года Кыргызстан выплачивает только проценты. Период погашения основной суммы кредита начинается с 21 апреля 2025 года.

Кроме того, ТВЕА предоставила ОАО "Электрические станции" грант на общую сумму $20,3 млн : $3 млн потратили на подготовку ТЭЦ для строительства Кара-Кечинской ТЭС, $9 млн – на покупку двух автотрансформаторов и их монтаж, $1 млн - на закупку кабельной продукции, $3 млн - на обучение персонала ТЭЦ Бишкека, примерно $1 млн заложили на обслуживание линии электропередачи "Датка-Кемин", на $200 тыс. купили мебель для административного здания ТЭЦ. Например, купили 200 стульев по $130 за штуку. $100 тыс. потратили на оргтехнику. $1 млн ТВЕА обещала потратить на спецтехнику, которую предоставит стране после модернизации ТЭЦ.

За $2 млн китайская сторона обязалась построить школу в новостройке "Калыс-Ордо". Ее открыли в 2017 году, так как трижды менялись подрядчики. Но позже Генпрокуратура возбудила дело из-за хищений при ее строительстве.

Отметим, ТВЕА сама покупала оборудование в Китае и сама выбирала субподрядчиков для проекта. В контракте говорится, что подрядчик не обязан предоставлять подробную расшифровку ценового перечня. Что касается гранта, то, по данным Госкомитета промышленности, энергетики и недропользования, ТВЕА сама решала, на что потратить грант, и определяла стоимость покупок условно. Детальных документов о том, как тратились грантовые деньги, нет.

На такие условия соглашения подписались кыргызстанские чиновники.

"Кыргызская сторона заключила договор с таким условием: мы берем на себя $386 млн долга, а вы нам строите два котла. Как вы строите, как вы покупаете - к сожалению, это условие мы не контролировали. Так заложено в договоре", - кратко объяснил суть соглашения Исхак Масалиев, член депутатской комиссии по модернизации ТЭЦ.

До аварии на ТЭЦ, случившейся в январе 2018 года, на территории, которая не модернизировалась, подробности кредитного соглашения не обсуждались. Было не комильфо после одного из выступлений президента.

"Когда кто-то говорит, что не надо было кредит брать на "Датка-Кемин" или ТЭЦ Бишкека, я скажу: или это недоумки, или люди, выполняющие чье-то поручение. Если бы у нас не было "Датка-Кемин", если бы мы не сделали реконструкцию ТЭЦ, если бы у нас не хватало электроэнергии, какой инвестор сюда придет?" – .

Из-за чего скандал?

Детонатором послужила авария на ТЭЦ в январе 2018 года, когда примерно неделю бишкекчане мерзли в квартирах. Несмотря на то что авария произошла на территории старой ТЭЦ, встал вопрос: почему не справилась новая? Тогда же начали поднимать вопрос о том, была ли коррупция при заключении соглашения и во время модернизации и кто к ней причастен.

1. Условия соглашения

Кредит предоставили на условиях, что TBEA делает все сама. Таким образом, Кыргызстан не мог принимать участия в выборе оборудования, подрядчиков и пр. Кыргызстан только платит кредит. Об этом сейчас говорят чиновники и энергетики. При этом обслуживание кредита отнюдь не дешевое. То есть недавно построенную часть ТЭЦ, возможно, нужно будет заново модернизировать до того, как страна вернет кредит.

2. Стоимость модернизации

Общественность и депутаты докопались до того, что нашли некоторые финансовые документы. Многие вещи при модернизации закупали по крайне завышенным ценам. Всплыли данные, что плоскогубцы стоили $600, вулканизатор - $9 500, видеокамеры наблюдения - $14,5 тыс. за штуку.

Директор ТЭЦ Омуркул Нурлан уулу после увольнения разоткровенничался. По его мнению, - $250-260 млн, а не $386 млн, которые на нее в итоге потратили.

Учитывая, что все стали изучать проекты TBEA в других странах, тоже напрашивается вопрос: почему так дорого строили у нас? А ведь чем больше цена, тем сложнее выплачивать кредит.

3. Технические характеристики

Условия соглашения обсуждались в 2013 году. Тогда российский завод "Сибэнергомаш", чьи котлы стоят на ТЭЦ Бишкека, раскритиковал проект модернизации. И перечислил, .

Плюс сейчас изучается следующий вопрос: почему цех химводоподводки к новым агрегатам начнут строить только в этом году, ведь старый химцех был рассчитан только на старое оборудование, а к нему подключили и старое, и новое. Именно там произошла авария. Изначально химцеха вообще не было в проекте. ТВЕА, основываясь на переданные данные от ТЭЦ, приняла решение о том, что нет необходимости строительства цеха для новых блоков. Но только в середине 2017 года, когда уже надо было перерезать красную ленту, Нацэнергохолдинг и "Электрические станции" буквально заставили китайцев построить в счет утвержденного бюджета. Тогда директором компании только назначили Узака Кадырбаева.

В итоге депутаты создали свою комиссию по изучению вопроса модернизации. Также правительство создало межведомственную комиссию. А ГКНБ завел уголовное дело.

Кто имел отношение к заключению соглашения?

Жанторо Сатыбалдиев, премьер-министр 2012-2014 годов

Сатыбалдиев ответственность возложил на Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Распоряжение премьер-министра Жанторо Сатыбалдиева о начале переговоров с китайской компанией по условиям проведения модернизации и финансирования проекта подписано 8 июля 2013 года. Сатыбалдиев поручил Министерству энергетики и промышленности и Министерству финансов вместе с TBEA и Экспортно-импортным банком Китая проработать проект кредитного соглашения на получение финансирования от последнего.

Глава правительства также утвердил отдельную межведомственную комиссию по проведению переговоров. От Кыргызстана в нее вошли министр энергетики и промышленности Осмонбек Артыкбаев , три депутата парламента от комитетов по бюджету и финансам, по топливно-энергетическому комплексу и недропользованию и по международным делам, заместители министров энергетики и промышленности, финансов, экономики, зампредседателя Фонда госимущества, представитель Наблюдательного совета по инициативе прозрачности ТЭК, гендиректор ОАО "Электрические станции" Салайдин Авазов и директор ТЭЦ Бишкека Андрей Воропаев .

На заседании депутатской комиссии Жанторо Сатыбалдиев заявил, что в техническую часть модернизации ТЭЦ и соглашения с TBEA не вмешивался. Так как всецело посвятил себя решению проблем с "Кумтором". Экс-премьер, доверившийся тогда руководителям энергосектора, сказал: "Специалисты сказали, что все нужные вещи указали в техническом задании. Салайдин Авазов (директор "Электрических станций" в 2013 году) сказал, что все указано. Я доверяю этому человеку".

Он заверил, что документы по модернизации ТЭЦ подготовили Министерство энергетики и ОАО "Электрические станции".

Осмонбек Артыкбаев, министр энергетики в 2013-2014 годах

Артыкбаев ответственность возложил на ОАО "Электрические станции".

Бывший министр, а ныне действующий депутат Жогорку Кенеша от фракции СДПК Осмонбек Артыкбаев по поводу заключения соглашения рассказал, что переговоры о модернизации ТЭЦ с китайским "Эксимбанком" и ТВЕА вело ОАО "Электрические станции".

Айбек Калиев, заместитель министра энергетики в 2013 году

Возложил ответственность на министра Артыкбаева и "Электрические станции".

Калиев был заместителем Артыкбаева, участвовал в различных совещаниях на правительственном уровне, посвященных модернизации ТЭЦ.

Салайдин Авазов, гендиректор ОАО "Электрические станции"

Кого считает ответственным, неизвестно. На заседания депутатской комиссии он не является.

Авазов, возглавлявший энергокомпанию на момент заключения соглашения, уже летом 2014 года предусмотрительно ушел на другую должность. Он стал мэром Джалал-Абада.

Андрей Воропаев, Омуркул уулу Нурлан

Руководство ТЭЦ Бишкека (Андрей Воропаев, потом Омуркул уулу Нурлан) также утверждает, что все документы, в том числе финансовые, были в "Электрических станциях", чьим подразделением ТЭЦ является.

Кто курировал ход модернизации?

Правительство

С 2013 по 2017 год сменилось несколько премьер-министров. На смену Жанторо Сатыбалдиеву в апреле 2014 года пришел Джоомарт Оторбаев , проработавший до апреля 2015-го.

С 3 апреля 2014-го по 5 ноября 2015 года вице-премьер-министр КР по экономике и инвестициям Валерий Диль , работающий в правительстве, курировал вопрос модернизации ТЭЦ. Именно ему отчитывались энергетики и чиновники Минэнерго.

Темир Сариев , работавший на посту премьер-министра с мая 2015-го по апрель 2016 года, на депутатской комиссии в 2018 году : "По контракту между ТВЕА и правительством КР изначально планировалось установить два новых агрегата. Мощность увеличена на 300 МВт. Станция отвечает экологическим нормам, используется местный уголь. Оба новых агрегата используют местные угли. Вообще авария никак не связана с модернизацией. Это вопрос подготовки к зиме".

При Сариеве вице-премьером был Олег Панкратов . Вникал ли он в ход модернизации, неизвестно, но комментарии в СМИ по этому поводу были.

После Сариева в апреле 2016 года главой правительства стал Сооронбай Жээнбеков , вице-премьером остался Олег Панкратов. Именно при Жээнбекове модернизацию ТЭЦ окончательно завершили.

Осмонбек Артыкбаев возглавлял Министерство энергетики до ноября 2014 года. Потом министром стал Кубанычбек Турдубаев .

Айбек Калиев был заместителем этих двух министров до ноября 2015 года, потом ненадолго стал замминистра экономики. В январе 2016 года , который создали, расформировав Минэнерго (часть функций отошла Госкомитету промышленности, энергетики и недропользования).

В июне 2016 года Дуйшенбек Зилалиев в правительстве Сооронбая Жээнбекова председателем Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования, которому отошла часть функций Минэнерго. К тому времени бюджет модернизации был утвержден. Он подал в отставку в декабре 2017 года в связи с заведением уголовного дела.

"Электрические станции"

На смену Саладдину Авазову в 2014 году пришел Абдылда Исраилов . Он проработал на должности несколько месяцев – с июня по ноябрь. В декабре гендиректором "Электрических станций" стал Таалайбек Толубаев , он проработал на должности вплоть до окончания модернизации ТЭЦ.

Его первым заместителем был Бердибек Боркоев , которого 3 марта 2018 года арестовали по делу о модернизации ТЭЦ. Но на момент задержания он эту должность не занимал.

Счетная палата

Председателем Счетной палаты была Эльмира Ибраимова .

Во время аудита в 2015 году Счетная палата обнаружила, что правительство не проводило тендер на модернизацию ТЭЦ. Но после аварии власти заявили, что по закону могли не проводить его при реконструкции такого объекта. Проект одобрили без серьезного обоснования стоимости и детальной сметы, решили в Счетной палате.

Кто принимал модернизированную ТЭЦ?

Официальная церемония открытия прошла 30 августа 2017 года с участием президента Алмазбека Атамбаева , руководства энергокомпаний и представителей китайского посольства и компании TBEA.

Однако рабочая группа, в которую входила масса чиновников и энергетиков, подготовила акт еще в июне 2017 года .

Об этом : "80% причин аварии связаны с человеческим фактором, а 20% - с износом оборудования, авария никак не может быть связана с модернизированной частью ТЭЦ. Все условия контрактного соглашения по проекту были выполнены. Проектирование строительства прошло строгий контроль и экспертизу соответствующих органов Кыргызской Республики".

Кто эти соответствующие органы?

Тогда главой "Электрических станций" был Таалайбек Толубаев . В июле, после завершения строительства на ТЭЦ, гендиректором стал Узак Кыдырбаев . Именно он проходит по уголовному делу.

Главой Нацэнергохолдинга был Айбек Калиев , уволенный премьер-министром 10 апреля в связи с неэффективной работой по устранению и предотвращению аварии на ТЭЦ.

Среди членов рабочей комиссии, которые принимали модернизированную ТЭЦ, были:

Председатель комиссии - главный инженер ТЭЦ Нургазы Курманбеков.

Заместитель председателя комиссии - заместитель директора ТЭЦ А. Айтикеев.

Члены комиссии от ТЭЦ Бишкека

Воропаев А. В. - заместитель главного инженера по электрооборудованию, бывший директор ТЭЦ;

Календарев Ю. П. - заместитель главного инженера по эксплуатации;

Шлопак А. А. - заместитель главного инженера по ремонту.

Начальники структурных подразделений ТЭЦ: Гавриленко Е. В., Аманалиев Э. Дж., Нусупбаев Э. С., Чуйко А. Н., Иконников П. Е., Руденко Б. Н., Жаныбаева Д. О., Великанов Е. В., Рогачев А. В., Алиев К. Б., Васильева Е. А.

Представители главного управления по модернизации проекта: исполнительный директор Темирлан Бримкулов, начальник Айталиев Ч. А.

Представители ОАО "Электрические станции": замдиректора ДЭиР Абдыкадыров А. Э., ведущий инженер Жунусов Р. Т., начальники отделов и управлений Безруков М. Ф., Абдулхаиров С. С., Шабралиев К. Б., Лифинцева О. В., Тургунбаев А. А., Жуманов М. Ж., Саламов У. С., Аманов С. М., Когай Э. М., Татыбеков Б. А.

Минэнерго изложило свое видение программы модернизации электростанций до 2035 года. ТЭС с изношенным оборудованием, которые хотят попасть в ежегодную квоту на модернизацию в 4 ГВт, должны будут конкурировать между собой, предлагая наименьшие затраты относительно эталонного уровня. По расчётам министерства, новая программа не приведет к росту тарифов выше инфляции, но аналитики полагают, что обеспечить это можно только за счёт будущих ограничений по созданию новой генерации.

Минэнерго 12 января опубликовало базовые принципы масштабной программы модернизации энергоблоков ТЭС в период с 2022 по 2035 год. Речь идёт о том, чтобы модернизировать около 40 ГВт мощностей старых станций к 2030 году за счёт платежей потребителей. Сейчас потребители платят за новые мощности, построенные после реформы РАО ЕЭС по так называемым договорам поставки мощности (ДПМ), но к началу 2020-х годов эти платежи резко упадут, поскольку блоки уже окупятся. Эти «высвобождающиеся» 1,5 трлн рублей в год и предлагается направить на модернизацию. Концепция была одобрена Владимиром Путиным в ноябре, механизмы её проведения нужно подготовить к 1 марта.

Предложенная Минэнерго схема мало отличается от старых ДПМ, считают аналитики и участники рынка. Проекты модернизации будут разделены на категории в зависимости от её глубины (масштаба замены оборудования и т. д.), для каждой категории будут обозначены эталонные затраты. Затем проекты будут отбираться по наименьшей удельной стоимости: чем предложенная стоимость будет ниже эталона, тем больше шансов попасть в программу. Доходность проектов будет определяться по схеме, похожей на старые ДПМ (формула с привязкой к доходности ОФЗ), но саму формулу Минэнерго не привело.

Квота для ежегодного конкурса составит не более 4 ГВт, возврат средств Минэнерго предлагает растянуть на 15–20 лет. К отбору допускается основное генерирующее оборудование: турбины, котлы и генераторы, если они выработали нормативный ресурс не менее чем на 125%, а их загрузка за предыдущие два года составляла не менее 60% (довольно высокий уровень). После проведения модернизации ТЭС должна будет работать в рынке не менее 15–20 лет. Владимир Скляр из «ВТБ Капитала» отмечает, что это требование касается ТЭС старше 40 лет, их в энергосистеме около 60%. Система штрафов за срыв ввода будет довольно лояльной: если в старых ДПМ санкции составляли 25% от повышенного ежемесячного платежа потребителей, то в новой программе это 25% от цены конкурентного отбора мощности.

Минэнерго приводит итоги своих расчётов, согласно которым с учётом модернизации ТЭС цена на электроэнергию и мощность (совокупно) к 2035 году будет расти темпами ниже инфляции и составит 2,875 тыс. рублей за 1 МВт/ч против 3,875 тыс. рублей за 1 МВт/ч при индексации на уровень инфляции. Но этот прогноз пока не учитывает вводы новых АЭС после 2025 года (договоры ДПМ ещё не заключены) и возможное расширение программы ДПМ для зелёной генерации после 2023 года. На рынке пока не понимают, как Минэнерго проводило эти расчёты. Но в целом удержать цену в рамках инфляции возможно, если одновременно сократить отбор проектов новой генерации, полагает Наталья Порохова из АКРА. «С учётом того что модернизация дешевле нового строительства и, значит, платежи за неё будут меньше, таргетирование в рамках инфляции достижимо», – уверена она.

В «Совете производителей энергии» в целом согласны с основными принципами модернизации, предложенными Минэнерго, отмечает глава ассоциации Дмитрий Вологжанин. По его словам, текущие цены не позволяют привлечь необходимые для обновления мощностей средства: цена КОМ на 2020 год практически равна цене КОМ 2011 года, в то время как инфляция нарастающим итогом составила 76%.

Доверенности