На ТЭЦ по всей стране проведут дефектовку

Завершающийся отопительный сезон в Казахстане с коммунальным ЧП в Экибастузе и авариями на Риддерской ТЭЦ, показал масштаб проблемы изношенности объектов теплоснабжения. Причем не в лучшем состоянии сегодня пребывают и остальные теплоэлектроцентрали страны, сообщает ИА Еl.kz.

Значительная часть из них введена в эксплуатацию более полувека назад - их средний возраст по стране превышает 61 год. Безусловно, такие объекты нуждаются в модернизации. По данным Министерства энергетики РК, в республике проведен технический аудит всех ТЭЦ с участием международных консультантов. Его результаты неутешительны – в рейтинг изношенных ТЭЦ из 37 существующих попали 32, 19 из которых отнесены в «красную зону».   

1. Аркалыкская ТЭЦ (износ оборудования – 95,4%, год ввода – 1963).
2. Уральская ТЭЦ (износ оборудования – 95,3%, год ввода – 1960)
3. ТЭЦ Кентау (износ оборудования – 92,7%, год ввода – 1952);
4. ТЭЦ Кызылорда (износ оборудования – 88,5%, год ввода – 1975);
5. ТЭЦ Тараза (износ оборудования – 87,2%, год ввода – 1952);
6. ТЭЦ Степногорск (износ оборудования – 81,7%, год ввода – 1966);
7. Карагандинская ТЭЦ-2 (износ оборудования – 79,7%, год ввода – 1961);
8. Павлодарская ТЭЦ 2 (износ оборудования – 77,6%, год ввода – 1961);
9. Алматинская ТЭЦ-3 (износ оборудования – 77,0%, год ввода – 1962);
10. МАЭК-Казатапром ТЭЦ-2 (износ оборудования – 76,4%, год ввода – 1968);
11. Рудненская ТЭЦ (износ оборудования – 76,0%, год ввода – 1961);
12. Алматинская ТЭЦ-1 (износ оборудования – 74,9%, год ввода – 1935);
13. Павлодарская ТЭЦ 1 (износ оборудования – 74,3%, год ввода – 1964);
14. Риддерская ТЭЦ (износ оборудования – 71,5%, год ввода – 1956);
15. МАЭК-Казатапром ТЭЦ-1 (износ оборудования – 70,9%, год ввода – 1962);
16. Усть-Каменогорская, Согринская ТЭЦ (износ оборудования – 70,0%, год ввода – 1947);
17. Балхашская ТЭЦ (износ оборудования – 69,3%, год ввода – 1937);
18. Алматинские ТЭЦ-2 (износ оборудования – 67,1%, год ввода – 1980);
19. Жезгазсканская ТЭЦ (износ оборудования – 67,1%, год ввода – 1952);
20. Карагандинская ТЭЦ-3 (износ оборудования – 66,0%, год ввода – 1977);
21. Текелийская ТЭЦ (износ оборудования – 65,2%, год ввода – 1959);
22. Костанайская ТЭЦ (износ оборудования – 64,0%, год ввода – 1943); гос
23. Карагандинская ТЭЦ-ПВС (износ оборудования – 62,0%, год ввода – 1959);
24. Петропавловская ТЭЦ-2 (износ оборудования – 54,7%, год ввода – 1951);
25. Атырауская ТЭЦ, АНПЗ ТЭЦ (износ оборудования – 54,2%, год ввода – 1962);
26. Павлодарская ТЭЦ 3 (износ оборудования – 51,2%, год ввода – 1973);
27. ТЭЦ 2 Астаны (износ оборудования – 49,1%, год ввода – 1979);
28. ТЭЦ Семея (износ оборудования – 46,2%, год ввода – 1934);
29. Актобе ТЭЦ (износ оборудования – 41,5%, год ввода­ ­– 1986);
30. Карагандинская ТЭЦ-1 (износ оборудования – 41,1%, год ввода – 1960);
31. ТЭЦ Экибастуза (износ оборудования – 37,5%, год ввода – 1973);
32. ТЭЦ 1 Астаны (износ оборудования – 31,2%, год ввода – 1971).

При оценке состояния ТЭЦ учитывался износ оборудования, количество технологических нарушений, срок эксплуатации, ситуация с кадровым составом из-за низкой заработной платы.

По словам министра энергетики Алмасадама Саткалиева, по всем 37 ТЭЦ совместно с акиматами формируются дорожные карты по подготовке к предстоящему отопительному сезону. Они взяты под мониторинг профильного ведомства.

Здесь стоит отметить, что объекты теплоэнергетики находятся как в частной собственности, так и в государственной. Если с ТЭЦ c государственным присутствием, которых, по сведениям Минэнерго РК, насчитывается одиннадцать, более-менее все понятно - чинить и обновлять их будут на бюджетные средства. «Сумма финансирования будет уточнена после завершения отопительного сезона 2023 года по итогам проведения дефектовки оборудования. Сроки и необходимые мероприятия по проведению капитальных ремонтов основного оборудования, модернизации и реконструкции по 15 ТЭЦ, которые находятся в коммунальной и в квазигосударственной собственности, определены в соответствии с утвержденным графиком системного оператора», - сообщили в El.kz в Минэнерго.

Уточним, что к теплоэлектроцентралям, находящихся в коммунальной и госсобственности относятся: ТЭЦ ГКП «Аркалыкская ТЭК»; ТЭЦ-5, ГКП «Кентау сервис»; ТЭЦ ГКП «Кызылордатеплоэлектроцентраль»; Уральская ТЭЦ АО «Жайыктеплоэнерго» - ТЭЦ-1; ТОО «МАЭК» - ТЭЦ-2; ТОО «МАЭК» - ТЭЦ ТОО «Шахтинсктеплоэнерго»; ТЭЦ ГКП «Теплокоммуэнерго»; ТЭЦ-4 АО «Таразэнергоцентр»; Костанайская ТЭЦ ГКП «Костанайская ТЭК»; ТЭЦ-1 АО «Астана-Энергия»; ТЭЦ-2 АО «Астана-Энергия».

В собственности квазигосударственного сектора находятся: ТЭЦ-1 АО «АЛЭС»; ТЭЦ-2 АО «АЛЭС»; ТЭЦ-3 АО «АЛЭС».

По частным же объектам механизм и источники финансирования другие. Как пояснили в Минэнерго, из 22 ТЭЦ, находящихся в частном владении в так называемую «красную зону» входят одиннадцать: ТОО «Степногорская ТЭЦ» - ТЭЦ-2; АО «Арселор Миталл Темиртау» - ТЭЦ-2; АО «Павлодарэнерго»;АО «Риддер ТЭЦ»; Рудненская ТЭЦ АО «ССГПО»; Балхашская ТЭЦ ТОО «Kazakhmys Energy»; Жезказганская ТЭЦ ТОО «Kazakhmys Energy»; ТОО «Усть-Каменогорская ТЭЦ»; Петропавловская ТЭЦ-2 АО «СЕВКАЗЭНЕРГО»; ГРЭС-1 ТОО «Bassel Group LLS»; ТЭЦ ТОО «Экибастузтеплоэнерго». То есть в критическом положении в основном находятся негосударственные организации.

Вопрос финансирования капитального ремонта по ним также стоит в повестке. Владельцы данных коммунальных предприятий заявляют, что низкие тарифы на теплоэнергию не позволили проводить полноценные работы по обновлению объектов. Ранее Антимонопольный орган в лице Комитета по регулированию естественных монополий занимал достаточно жесткую позицию в этом вопросе. Теперь властям, монополистам, потребителям нужно прийти к общему знаменателю в вопросе повышения платы за услуги теплоснабжения в рамках программы «Тариф в обмен на инвестиции». По ней в отрасль планируется ежегодно привлекать 400 млрд тенге инвестиций. На сегодня доходов энергопроизводящих предприятий с текущими тарифами за услуги недостаточно для проведения ремонта. Сумма недофинансирования оценивается в 88 млрд тенге. Новая тарифная политика позволит провести  реконструкцию, модернизацию и расширение существующих мощностей. К 2035 году намечено снизить износ активов на 15%.