К 2025 году больше половины действующих генерирующих мощностей морально устареют. Энергетики разрабатывают механизмы привлечения инвестиций для модернизации генерации, но в итоге так или иначе за это придется заплатить потребителям. Крупные потребители считают, что все механизмы для модернизации уже созданы, и оплачивать растущие аппетиты производителей не хотят.
Генерирующие компании просят государство повернуться к проблемам модернизации действующих мощностей, отметила председатель наблюдательного совета ассоциации «Совет производителей энергии», заместитель гендиректора по маркетингу и сбыту ООО «ИнтерРАО – управление электрогенерацией» Александра Панина на конференции «Электроэнергетика России».
К 2020 году средний возраст большинства тепловых электростанций в стране приблизится к 50 годам, при этом в России есть действующие энергоблоки, которым 60 и 70 и даже 100 лет.
Из существующих 230 тысяч МВт тепловой генерации в стране новые стройки по договорам поставки мощности (ДПМ), которые внедрялись в ходе реформы РАО «ЕЭС России» для покрытия энергодефицита и обеспечения надежности, охватывают лишь 30 тысяч МВт. Остальные 200 тысяч МВт требуют пристального внимания, подчеркнула она.
Если вовремя не инвестировать в модернизацию, то уже к 2026 году в энергетике может произойти массовый вывод до 50 ГВт действующих мощностей, еще через 10 лет эта цифра увеличится более чем вдвое. И тогда надежность энергосистемы окажется под угрозой, а на рынке возникнет дефицит мощностей.
Даже при самом пессимистическом сценарии роста энергопотребления на 1% в год разница между действующей и требуемой мощностью к 2026 году составит 50 ГВт, предупреждает Панина.
Опять «крест»
«Крест Чубайса», графически изображающий разрыв между спросом на электроэнергию и действующей мощностью, не совсем исчез, а сдвинулся во времени примерно на 2020–2025 годы, уверены производители. В свое время РАО «ЕЭС России» прогнозировало рост энергопотребления на 4,4% в год, однако текущие экономические условия привели к серьезному спаду в 2014–2015 годах.
В прошлом и нынешнем годах наметился рост энергопотребления (в 2016 году на 1,7% по сравнению с 2015 годом), отметила Панина.
В настоящее время рост спроса уже достиг 3,4%. При таких темпах дефицит из-за вывода старых блоков может наступить уже в самые ближайшие годы, уверены производители.
По данным «Системного оператора», в январе этого года рост энергопотребления составил 0,2% по сравнению с первым месяцем 2016 года, в феврале — 0,8%, в марте — 0,9%. В апреле энергопотребление в целом по стране выросло на 3,4%.
Однако многие эксперты считают это сезонным фактором и связывают с неблагоприятными погодными условиями в центральной части страны.
В ближайшие пять, а скорее всего — и десять, лет рост энергопотребления выше 1% в год нам точно не грозит, уверен директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин.
Директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев считает, что в ближайшие годы «электропотребление, скорее всего, будет стагнировать».
Ранее об отсутствии оптимизма в этом вопросе говорил и глава «Газпром-энергохолдинга» Денис Федоров. В лучшем случае рост спроса сохранится на уровне 1–1,2% в год, сказал он на пресс-конференции в мае.
«Есть ли дефицит к 2021 году — это очень дискуссионно, но то, что он есть к 2025 году, – это никто не спорит… если к какому-то моменту придет массовый вывод, то мы просто не успеем ни модернизировать, ни построить», — предупреждает Панина.
Модернизация — это не быстрый процесс, по оценке производителей, глубокое техническое переоснащение занимает в среднем четыре года, более поверхностное — минимум два.
Ремонт и модернизация
Власти и участники рынка обсуждают три механизма привлечения инвестиций на модернизацию.
Это увеличение платы за мощность — индексация цены конкурентного отбора мощности (КОМ) в европейской части России и на Урале, принятие программы, аналогичной договорам предоставления мощности, так называемый ДПМ-штрих, и конкурсный отбор проектов по типу механизма госгарантирования инвестиций.
Первый заместитель генерального директора «Газпром-энергохолдинга» Павел Шацкий считает, что для выполнения «программы-минимум» модернизации (замена ресурсоопределяющих деталей на энергоблоках) цена КОМ должна быть повышена с нынешних 113 тыс. до 170 тыс. рублей.
В этом случае, подчеркнул он, компания сможет модернизировать порядка пяти объектов за три года. При текущих ценах — только один.
Для более серьезных ремонтов (реконструкция котлов, замена генераторов и т.п.) цена должна быть в три раза выше нынешнего уровня, а полная замена оборудования, включая установку новых турбин и котлов, оправданна при цене КОМ не менее 700 тыс. рублей.
Текущие цены КОМ не позволяют обеспечивать возврат инвестиций не только в новое строительство, но и в замену основного оборудования, соглашается помощник председателя наблюдательного совета компании «Базовый элемент» Михаил Плохотников.
По его мнению, достаточные экономические стимулы для собственников создаст цена на уровне 315 тыс. рублей за МВт.
Панина отмечает, что эффективно было бы задействовать все три механизма привлечения средств, а рост цены КОМ мог бы стать первоочередной мерой.
Она напомнила, что в 2015–2016 годах общий рост инфляции был на уровне 18%, а цены конкурентного отбора мощности энергетикам проиндексировали только на 3,8%.
«Речь идет о цене КОМ 2021 года, к которой нам бы компенсировали инфляцию 2015 года», — подчеркнула она.
Все заинтересованы в том, чтобы был проработан механизм взаимных обязательств государства и инвестора, аналогичный ДПМ. Энергетические проекты, как правило, долгосрочные, с длительным сроком окупаемости, поэтому всем важна практика договоров с прописанными обязательствами сторон.
Ранее министр энергетики Александр Новак говорил, что его ведомство рассчитывает найти оптимальное решение по этому вопросу до конца года.
«У нас даже начиналась такая работа с Минэнерго, был ряд совещаний. Сейчас мяч на стороне генераторов… Нужно дописывать сложные механизмы, как проводить конкурсы, можно ли конструктор делать из цены. Нам, наверное, нужно еще какое-то время, чтобы как генераторам сформировать комплексное предложение», — сказала Панина.
За лето генераторы планируют подготовить свои предложения и надеются, что к концу года у Минэнерго будет соответствующий нормативно-правовой акт в высокой степени проработки.
На момент выхода материала получить комментарий Минэнерго не удалось.
Потребители против
«Как вы не назовите эту программу — это все средства, которые идут из кармана потребителя, нет другого источника», — отмечает Пикин.
«Даже средства, которые теоретически производители могут привлечь, они потом будут закладываться в окупаемость таких инвестиций, и в итоге опять же заплатит потребитель», — добавил он.
Потребители уже оплачивают обновление фактически одной трети необходимой мощности по программе ДПМ, включая новые АЭС и ГЭС, рассказал директор ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев.
«Треть необходимой потребителям мощности в энергосистеме сейчас абсолютно новая. Сложившегося избытка мощности, с учетом новых вводов и его жизненного ресурса, хватает на удовлетворение даже растущего спроса в долгосрочной перспективе. Острой необходимости в модернизации мощностей не просматривается как минимум в ближайшие лет пятнадцать», — считает Киселев.
Если же генерирующая компания хочет улучшить технико-экономические показатели своих объектов и повысить рыночную эффективность, то необходимые условия для этого уже созданы, добавляет Киселев. «Потребители в этом вопросе не могут им ничем помочь и переплачивать за мощность сверх рыночной цены конкурентного отбора не намерены», — подчеркивает он.
Потребители с 2011 года инвестировали в строительство новых станций по программе ДПМ 660 млрд рублей, напомнил президент «Русэнергосбыта» Михаил Андронов.
И далеко не все построенные блоки работают на полную мощность. Все решения об объектах по второй волне ДПМ, если этот механизм будет продлен, должны принимать точечно, с пониманием, кто производимую электроэнергию будет потреблять и в каких объемах, добавил он.
Прогноз электропотребления при энергореформе был существенно завышен, и удовлетворить спрос можно было без новых дорогостоящих строек, четверть построенной мощности загружено менее чем на 40%, сетует Киселев. Механизм ДПМ он называет «абсолютно нерыночным» и выступает категорически против его применения в будущем.
Когда внедрялась программа ДПМ, планировалось, что параллельно с новыми вводами будут еще и выводы, напомнил Пикин. Ожидаемого спроса не было, неэффективных мощностей вывели мало, отмечает эксперт. На фоне ввода 30 ГВт объем выводов к 2020 году составит 19 ГВт. Ожидаемого профицита при сохранении текущего спроса хватит на годы вперед.
Здесь нужен здравый арбитр, который эту задачу превратит в расчетную, «нужен четкий холодный расчет», уверен эксперт.
Завершить реформу
Через 10 лет проблема вернется, считает заместитель генерального директора «En+девелопмент» Игорь Попов.
Даже в случае пролонгации механизма ДПМ проблема нехватки денег на поддержание действующего оборудования не будет решена, эта мера позволит ее отложить на время, сказал он в ходе дискуссии на конференции «Электроэнергетика России».
«Ответ на этот вопрос должен дать рынок, полноценный рынок», — считает Попов. На прошедших слушаниях по итогам реформы электроэнергетики все сходились во мнении, что она у нас не завершена. И ее на каком-то уровне завершать надо, добавил он.
«У нас еще энергостратегия не принята в полном виде, — сетует Пикин. — Она обсуждалась много раз в правительстве, но в полной мере принята не была».
Следом за энергостратегией стоит разработка генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, где этому вопросу должно быть уделено более скрупулезное внимание, уверен эксперт.
Источник: Газета.ru
