12 Мая 2017

Кто заплатит за модернизацию тепловых электростанций в России?

Ясно кто – потребитель. Вопрос – в какой форме с него снимут необходимые для замены котлов и турбин ТЭС деньги. На КЭФ-2017 этот вопрос обсуждали в рамках отдельного круглого стола, и главное, что услышали его участниками – что осталось «найти компромисс между хотелками отрасли, желаниями потребителей и задачами государства».
Поделиться в социальных сетях
Пока в мире развивают ВИЭ и думают о безуглеродном (или хотя бы низкоуглеродном) будущем, в России, где порядка 65% выработки приходится на тепловые (газовые и угольные) станции, думают о том, как провести модернизацию устаревшего генерирующего оборудования ТЭС. То, что эта тема назрела и даже перезрела, неоднократно звучало на разных площадках прошедшего в конце апреля Красноярского экономического форума (КЭФ-2017). Более того, в этом году впервые было откровенно сказано: провести модернизацию можно только за счет потребителя. И заявил об том ни кто-нибудь, а замминистра энергетики РФ Вячеслав Кравченко. Добавив, что при всем том необходимо «найти компромисс между хотелками отрасли, желаниями потребителей и задачами государства».

Факт: генерирующее оборудование электростанций России в значительной степени изношено. Согласно презентации Министерства энергетики РФ об итогах прохождения отопительного сезона 2015-2016 годов, опубликованной в прошлом ноябре, средний возраст турбин ТЭС составляет 34 года, котлов – 43 года. Доли турбоагрегатов, которые выработали парковый ресурс, составляю 58% и 54% соответственно. Самая «свежая» техника – на юге России и на Северном Кавказе, самая возрастная – в Сибири, Поволжье и на Урале. Так, в Сибирском федеральном округе парковый ресурс исчерпали 51,8% турбин и 53,6% котлов.

Однако это вовсе не означает, что их дальнейшая эксплуатация невозможна. Такие агрегаты просто требуют диагностики и если не глубокой модернизации, то сложного и затратного капитального ремонта. Который, впрочем, обходится дешевле полной замены. «Если я буду менять турбину, то заплачу миллиард рублей за нее, миллиард за ее монтаж и два миллиарда за обвязку. Она мне обойдется в четыре миллиарда рублей, плюс-минус. Что произойдет, если у меня закончится парковый ресурс? Я поменяю ротор турбины – затрачу на это миллионов сто. Если у меня что-то не так с цилиндрами – еще миллионов тридцать-сорок на ремонт цилиндров», – показал себя на КЭФ-2017 гением расчетов на коленке председатель правления, генеральный директор ООО «Сибирская генерирующая компания» Михаил Кузнецов.

Директор по энергорынкам ПАО «Юнипро» Андрей Жуковский в ответ заявил, что такой подход – это предложение «стареть морально до конца, меняя роторы и шаманя цилиндры». И если техническое старение означает высокие риски аварийности (статистика Минэнерго говорит о ее росте до отопительного сезона 2012-2013 годов, когда в генерации мощностью свыше 25 МВт было зарегистрировано 1962 отказа оборудования, и спаде к сезону 2015-2016 годов до 1686 случаев, что объясняется в первую очередь более теплыми зимами и меньшей нагрузкой на оборудование), то моральное – снижающуюся эффективность работы техники и растущие затраты на нее на фоне зарубежных энергосистем. Так, с запуском полтора года назад долгосрочной модели конкурентного отбора мощности (КОМ) из эксплуатации к 2020 году будет выведено порядка 9,6 «неэффективных» ГВт.


Аварийность генерации и электросетевого комплекса по итогам осенне-зимнего периода 2015-2016 годов. Данные из доклада замглавы Минэнерго РФ А.В. Черезова

Данные из доклада замглавы Минэнерго РФ А.В. Черезова


Доля оборудования, работающего в режиме вынужденной генерации, также в определенной степени сокращается, но остается высокой. Его эксплуатация обходится дорого и в конечном итоге ложится дополнительной финансовой нагрузкой на потребителей, однако отказаться от нее нельзя из-за необходимости обеспечить надежную работу энергосистемы в целом. А в каких-то случаях – и социальную стабильность. «Вывод генерации по нормальной экономике предполагает сокращение рабочих мест, - объясняет Жуковский. – С другой стороны, не все измеряется деньгами. Есть станции, которые невозможно вывести из-за социальных условий. Здесь много представителей [генерирующих компаний], которые имеют на своем балансе ГРЭС. Что такое ГРЭС – это большая станция в маленьком поселке, которая нерентабельна и которую по идее надо выводить. Но это от пяти до двадцати тысяч людей, которые живут в этом анклаве. Это – Пикалево. Невывод данной станции, по большому счету, - это социальная нагрузка».

Если конечная цель – не только сохранить рабочие места, но и повысить эффективность работы генерации, снизив издержки на нее, остается один путь – модернизация действующих станций. Нужен только ее механизм. Договоры о предоставлении мощности (ДПМ), действие которых подходит к концу, оказали положительное воздействие на отрасль в целом, но к существенному обновлению ее фондов не привели. По условиям ДПМ, напомним, инвестор строил энергоблок, затраты на который компенсируются за счет того, что ему гарантируют приобретение новой мощности. Согласно заключенным договорам, в 2011-2020 годах из эксплуатации выведут 19 ГВт старых генерирующих мощностей и запустят 31 ГВт новых. Сейчас эти цифры составляют 12 ГВт и 25 ГВт соответственно. По расчетам, которые приводит Жуковский, ввод в европейской части страны 19 ГВт новых энергоблоков позволил снизить ежегодный объем потребления топлива на 13 млн тонн условного топлива и уменьшить эмиссию углекислого газа на 24 млн тонн СО2-эквивалента в год. Потребители, по тем же данным, заплатили за это на 0,36% выше рыночной стоимости электроэнергии. Прибавка в случае с конечной стоимостью киловатт-часа для потребителей Сибири составила 2,64%.


Данные из презентации директора по энергорынкам ПАО «Юнипро» Андрея Жуковского, с которой он выступал на КЭФ-2017
Однако проблему старения оборудования в масштабах всей России программа ДПМ не решила. К 2020 году парковый ресурс ресурс исчерпают 60 ГВт, что составляет 37% установленной мощности всех тепловых электростанций России, к 2025 году – 93 ГВт, а к 2035 году – уже 129 ГВт. «Почему модернизацию нужно предпринимать сейчас, на фоне профицита генерирующих мощностей и понимания того, что потребность в новых мощностях возникнет не ранее 2030 года? – задает директор по энергорынкам «Юнипро» риторический вопрос. – Не буду останавливаться на вопросах технического состояния оборудования и ценовых параметров модели состояния в нашей стране и ценовых параметров модели КОМ, которые зачастую не покрывают даже эксплуатационных затрат генераторов. Отмечу один момент: в принципе, исходя из реализации программы «большого ДПМ», у нас появляется уникальная возможность, начиная со следующего года, не увеличивая сложившуюся на сегодняшний день нагрузку на потребителей, провести программу модернизации».

Но не все так просто. Заместитель генерального директора по маркетингу и сбыту ОАО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александра Панина замечает, что для проведения модернизации нет источника денег. КОМ их, действительно, не дал, а денежным потоком от ДПМ энергетики в этих целях не пользуются, потому что нет механизма возврата инвестиций. «Какие механизмы должны включиться для того, чтобы заменить 129 гигаватт? У нас есть три предложения, которые, мы считаем, должны работать в комплексе. Это индексация ключевых точек КОМ, которые должны подрасти так, чтобы можно было провести минимальный набор [технических] мероприятий. Это конкурсные отборы инвестиционных проектов на новое строительство или модернизацию, по итогам которых, нам представляется, должны быть заключены ДПМ – долгосрочные отношения между инвестором и государством. И ДПМ на модернизацию», - заявила Панина на КЭФ-2017.

Но «ДПМ на модернизацию» - это такой же рыночный механизм, как и ДПМ. Который, в случае не сбывшегося прогноза потребления мощности, может привести к строительству невостребованной генерации. И который, в конечном счете, ляжет на плечи потребителей. Директор департамента государственного регулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности Министерства экономического развития Российской Федерации Ярослав Мандрон считает, что по этой причине, «возможно, не нужно использовать такой инструмент». С его точки зрения, модель КОМ – менее рисковый вариант. «Что бы мы ни говорили, модернизация была, есть и будет, - констатировал заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко. – Можно говорить что угодно и как угодно, она все равно будет за счет потребителя. Никаких других вариантов быть не может. Потребитель заплатит за существующую генерацию».


Заместитель генерального директора по маркетингу и сбыту ОАО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александра Панина замечает, что для проведения модернизации нет источника денег
Задача регулятора в таких условиях сводится к тому, чтобы свести затраты к минимуму и обеспечить обновление тех генерирующих мощностей, которые нуждаются в этом больше всего. Это - задача не только со многими неизвестными, но и с двумя известными ограничениями. «Давайте не забывать о том, что у нас очень большой объем электроэнергии производится на станциях, работающих в режиме комбинированной выработки, - напоминает Кравченко. – У нас подавляющее большинство населенных пунктов проживает в системе централизованного теплоснабжения». Тепловая генерация убыточна, но крупные генерирующие компании субсидируют ее за счет реализации электричества на рынке. Если отказаться от комбинированной выработки, такая возможность пропадет. А платить за это придется потребителю.

«Безусловно, модернизацию надо проводить. Безусловно, мы понимаем механизм, которым необходимо воспользоваться: новый объект, конкурс – это все правильно, все по-честному. Безусловно, цена строительства этого объекта выше, чем есть здесь сейчас. Вопрос в том, с каким механизмом правильно провести модернизацию, каким образом перейти к некой конкуренции, чтобы опять не раздать всем понемножку и получить ту же самую картину, которую мы получили с ДПМ. Задача – механизм более тонкой настройки. Надо искать некий разумный баланс между хотелками отрасли с точки зрения повышения объемов выручки, желаниями потребителей максимально снизить для себя издержки, переложив их на кого-нибудь другого, и задачами властей. Надо понимать, за умных мы или за красивых. Нельзя сдерживать тарифы одних за счет сдерживания тарифов для других».

По словам Кравченко, обещанный «механизм более тонкой настройки» в Минэнерго планируют подготовить до конца нынешнего года.
Вячеслав Кравченко, Минэнерго РФ: «Вопрос в том, с каким механизмом правильно провести модернизацию, каким образом перейти к некой конкуренции, чтобы опять не раздать всем понемножку и получить ту же самую картину, которую мы получили с ДПМ»

Автор ответа - Егор Щербаков (Иркутск)