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.
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. — «Газета.Ru»), 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.
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.
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.
«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.
«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.
