издательская группа
Восточно-Сибирская правда

И кто же даст нам обновление

Участники КЭФ о том, как найти средства на модернизацию электроэнергетики

Тепловые электростанции России нуждаются в модернизации. Их оборудование работает не один десяток лет, возможности продления его ресурса не безграничны. Вопрос в том, как обеспечить обновление генерирующих объектов – за счёт рыночного конкурентного отбора, нерыночных договоров о предоставлении мощности или других механизмов. Ответ на него искали участники круглого стола «Модернизация и новое строительство в электроэнергетике на основе замещения выбывающих мощностей». И пришли к неутешительному выводу: платить в любом случае придётся потребителям. Что порождает новую задачу: как свести их издержки к минимуму?

 

Максимумы нагрузок зимой 2016-2017 годов энергосистема России прошла в штатном режиме. Об этом министр энергетики РФ Александр Новак сообщил в ходе совещания об итогах прохождения осенне-зимнего периода, состоявшегося в Москве

28 апреля. «Была обеспечена надёжная работа электростанций и сетевого комплекса, сохранялся необходимый резерв генерирующих мощностей и пропускной способности линий электропередачи», – цитирует его пресс-служба Минэнерго.

Правило изжитого парка

Но доклад об итогах прошлого отопительного сезона и подготовке к нынешнему, который ведомство опубликовало в ноябре 2016 года, внушает чуть меньше оптимизма. И дело не в списке регионов с высокими рисками нарушения электроснабжения, в котором остаются Центральный энергорайон Якутии, Бодайбинский и Мамско-Чуйский районы Иркутской области, Дагестан и Крым.

 

В в данных о техническом состоянии объектов электроэнергетики. Согласно прошлогоднему докладу, средний возраст турбин электростанций в стране достиг 34 лет, котлов – 43 лет, генераторов – 35 лет.

Что означают эти цифры? Как говорят специалисты Ново-Иркутской ТЭЦ, о работе которых мы писали два номера назад, 40 лет – первая важная дата в энергетике. К этому времени подходит к концу парковый ресурс турбин, после которого необходимо провести техническую диагностику и решить, могут ли они работать дальше. По статистике Минэнерго, парковый ресурс исчерпали 58% турбин и 54% котлов. Доля генераторов, работающих за пределами нормативного срока службы, достигла 53%.

На этом фоне Минэнерго приводит данные о снижении аварийности в генерации мощностью 25 МВт и выше в Единой энергетической системе России. Так, в отопительный сезон 2015-2016 годов произошло 1686 отказов оборудования – на 170 меньше, чем зимой 2014-2015 годов. В сравнении с зимой 2012-2013 годов динамика ещё более ощутимая: снижение на 14%, или на 276 аварий. Правда, это объясняется не столько состоянием оборудования, сколько мягкими зимами – по информации Гидрометцентра России, 2012 год вошёл в десятку самых тёплых в истории регулярных наблюдений за погодой в Северном полушарии Земли, 2013-й занял третью-четвёртую строчки, 2014-й оказался на втором месте, а 2015-й стал первым – и, соответственно, меньшей нагрузкой на технику.

«Время лёгких решений прошло»

Из 2881 котла, который работает на тепловых электростанциях сегодня, более 50 лет эксплуатируется 674, из 1591 турбины – 288. Ещё 1503 котла и 732 турбины служат от трёх до пяти десятков лет. Оборудование в массе своей уже не новое, устаревает. Если к 2020 году парковый ресурс исчерпают энергоблоки суммарной мощностью 60 ГВт, а это 37% установленной мощности тепловых электростанций России, то к 2025 году их будет уже 93 ГВт. К 2035 году нормативный срок выработают уже 80% мощностей действующих ТЭС – 129 ГВт. В Фонде энергетического развития отмечают, что необходимость «принятия инвестиционных решений по модернизации или замене оборудования» увеличит или как минимум оставит прежней финансовую нагрузку на генерирующие компании, которая и без того велика. «Вопрос, который мы обсуждаем: есть ли потребность в модернизации? – обрисовала заместитель генерального директора по маркетингу и сбыту ОАО «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Александра Панина ситуацию, в которой оказались энергетики. – Я думаю, все присутствующие здесь генерирующие компании, особенно крупные, однозначно скажут, что есть».

Проблема в том, как её обеспечить. «Механизмы обсуждали, когда принимали новую модель КОМ (конкурентного отбора мощности. – «СЭ»), потом они отошли на второй план», – заметил директор по энергорынкам ПАО «Юнипро» Андрей Жуковский. Первый отбор по новой методике – модели наклонного спроса – состоялся в 2015 году. По его условиям были заданы предельная стоимость электрической мощности и существенно меньшая цена, при которой потребители готовы оплачивать всю предложенную в ценовой зоне оптового рынка мощность. Через эти точки проведена наклонная – эластичная кривая спроса. Итоговую цену определяет предложение: чем оно больше, чем больше мощности прошло отбор, тем дешевле стоит мегаватт. По итогам первого конкурентного отбора на 2016 год стоимость мегаватта в Сибири несколько увеличилась и составила 189,2 тыс. рублей в месяц. Последовавший через несколько месяцев долгосрочный отбор принёс её снижение в 2016-2017 годах до 181,8 и 185,7 тыс. рублей соответственно с повышением до 190,3 тыс. рублей в 2019 году.

Конкурентный отбор мощности по новым правилам должен был решить две масштабные задачи – вывод неэффективных энергоблоков и станций с рынка и стимулирование бизнеса к обновлению мощностей. Первая была отчасти решена. К 2020 году генерирующие компании планируют вывести из эксплуатации 9,5 ГВт мощностей.

Однако доля энергоблоков, работающих в режиме вынужденной генерации (без них невозможно обеспечить надёжное функционирование энергосистемы в целом), хоть и снизилась, но осталась по-прежнему высокой. Как остаётся актуальным и поиск решения второй задачи. «Время лёгких решений в генерации прошло, – заключил Жуковский. – Вывод из эксплуатации становится всё более затратным, и мы считаем, что он будет происходить не по коммерческим условиям, а в целях снижения аварийности и повышения безопасности производства».

География цены и цена географии

В какой-то степени обновлению генерирующих мощностей способствовали договоры о предоставлении мощности. Точнее, строительство новых энергоблоков, которые частично заменили старые. Схема ДПМ проста: инвестор обязуется построить генерирующие мощности, а ему гарантируют их потребление. Подобный нерыночный механизм, по расчётам «Юнипро», дал прибавку к рыночной цене электричества для конечных потребителей 0,36% в европейской части России и 2,64% в Сибири. Но позволил в 2011–2016 годах ввести в эксплуатации 25 ГВт новых мощностей и вывести за то же время 12 ГВт. К 2020 году ввод составит 31 ГВт, вывод – 19 ГВт. Запуск уже построенных по договорам о предоставлении мощности энергоблоков, среди прочего, положительно сказался на энергоэффективности отечественной экономики и состоянии окружающей среды. Ввод в европейской части страны 19 ГВт позволил снизить ежегодный объём потребления топлива на 13 млн т у.т., а выбросы углекислого газа – более чем на 24 млн тонн. Критики такого механизма указывают на то, что значительная часть мощностей, особенно в Сибири, была построена не там, где она была бы востребованна.

– На мой взгляд, не того и не там строится очень много, – высказал своё мнение председатель правления, генеральный директор ООО «Сибирская генерирующая компания» Михаил Кузнецов. – В том числе компания «Юнипро» поставила третий блок Берёзовской ГРЭС. За последний год дней, когда работали даже два блока, мы насчитали очень немного. Вопрос: а зачем тогда строить в этом месте третий?

– Давайте понимать, что мы в Сибири живём, давайте не будем ориентироваться на 2016 год с его водностью, – ответил на это директор по энергорынкам «Юнипро». – Когда мы смотрели на 2015 год и видели, что заканчиваем этот блок, у меня в планах эксплуатации в зимние месяцы предполагалась трёхблочная работа Берёзовской станции. Исходя из той водности, которая была.

По данным Системного оператора Единой энергетической системы, с учётом нехватки воды в Ангарском каскаде сибирские ГЭС в 2015 году выработали всего 88,3 млрд кВт-ч, тогда как годом ранее – 94,1 ГВт. Тепловые электростанции региона произвели 103,4 млрд кВт-ч, тогда как в 2014 году – только 94,8 млрд кВт-ч. Дефицит электричества в Сибири наблюдался оба года. Однако в 2014 году он превысил 5,7 млрд кВт-ч, которые пришлось компенсировать за счёт перетоков из смежных энергосистем, а в 2015 году – 2,3 млрд кВт-ч. В прошлом году ситуация в определённой степени стабилизировалась: при выработке в 206,9 млрд кВт-ч (доля ТЭС – 97 млрд кВт-ч, ГЭС – 99,8 млрд кВт-ч, остальное произвели станции промышленных предприятий) потребление составило 207,2 млрд кВт-ч.

«Пахнет новым ПМом»

В остальном Жуковский, как и другие участники круглого стола, согласен с тем, что «география отдельных вводов была недоработанной», а реализация договоров о предоставлении мощности повлияла на конечную стоимостью электроэнергии, но их результат в целом был положительным. И пусть сам по себе механизм ДПМ не привёл напрямую к обновлению генерирующих мощностей, он создал их профицит и возможность «со следующего года реализовывать программу модернизации, не увеличивая нагрузку на потребителей». Денежный поток от договоров есть, согласилась Панина, но нет механизма возврата средств, которые позволили бы использовать его плоды.

«Я бы так сказал: в воздухе пахнет новым ДПМом, – заключил Кузнецов. – Мы уже обсуждаем, как нам жить и что нам делать с мощностями. Вы присутствуете при начале этой дискуссии. Я представляю частную компанию, Александра – государственную, мой коллега – иностранную. Прошу не обижаться коллег, но для любой иностранной компании характерно то, чего не имеет российские компании, – практически неограниченный по нашим меркам доступ к финансовым ресурсам. Любая иностранная компания, имея дешёвое фондирование, при реализации ДПМа основные заработки будет иметь на разнице привлечённых средств и расчётов [по договору]. Поэтому иностранные компании будут биться за то, чтобы программа ДПМ была как можно шире. Я не сторонник, скажу честно, больших и широких вложений». Поэтому строительство новых мощностей должно быть строго дозированным. А старое оборудование далеко не всегда надо заменять полностью, ведь парковый ресурс можно продлевать достаточно долго. «Если я буду менять турбину, то заплачу миллиард рублей за неё, заплачу миллиард рублей за её монтаж и два миллиарда за её обвязку, – привёл гендиректор «Сибирской генерирующей компании» грубый расчёт в подтверждение своих слов. – Она мне обойдётся плюс-минус в четыре миллиарда рублей. Что произойдёт, если у меня закончится парковый ресурс? Я поменяю ротор турбины, затрачу миллионов сто, если у меня что-то не так с цилиндрами – ещё миллионов тридцать-сорок на ремонт цилиндров».

Договоры предоставления мощности, по такой логике, нужны не столько для обновления генерирующих мощностей, сколько для того, чтобы удовлетворить перспективный спрос на электроэнергию. Который возникнет, к примеру, после выхода на проектную мощность Богучанского алюминиевого завода. Или – при благоприятной для металлургов рыночной конъюнктуре – после запуска Тайшетского алюминиевого завода. В последнем случае резервы, существующие в Объединённой энергосистеме Сибири сегодня, могут быть исчерпаны. «Чтобы избежать строительства ради строительства, нам нужно планировать ДПМы и знакомить потребителя со всеми издержками, которые нам предстоят», – подытожил он.

«Модернизация была, есть и будет»

Директор департамента государственного регулирования тарифов, инфраструктурных реформ и энергоэффективности Министерства экономического развития Российской Федерации Ярослав Мандрон обратил внимание на рост конечной стоимости электричества на 15% за два месяца 2017 года. «У нас в середине года будет рост оптовой цены на газ, у нас дополнительно будет индексация тарифов на сети, – добавил он. – Есть ли у нас ниша, источник под ДПМ? Вопрос открытый, но я говорю, что, возможно, не нужно использовать этот инструмент. Вторая часть дискуссии была такова: куда лучше нагружать [инвестиционную составляющую для модернизации] – в ДПМ или в КОМ? В нашем представлении это однозначно должен быть рынок КОМ, потому что, как только мы эту историю нагружаем в ДПМ, это риски, которые берут на себя все потребители и государство».

Точку в дискуссии во всех смыслах поставил заместитель министра энергетики РФ Вячеслав Кравченко, выступавший последним. «Уважаемые коллеги, что бы мы ни говорили, но модернизация была, есть и будет, – подчеркнул он. – Вопрос в том, по какой цене и каким образом? Второй вопрос – за чей счёт? Можно говорить как угодно и что угодно, но в любом случае это будет за счёт потребителей, других вариантов нет и быть не может. Либо воспользоваться высвобождающимися объёмами по ДПМ, либо ещё чем-то, неважно». К тому же ТЭС обеспечивают потребителей теплом, выполняя ещё и социальную функцию. И пусть из-за децентрализации системы теплоснабжения по объёмам поставок они немного уступают котельным, замены им в этом качестве не предвидится. Так что модернизация ТЭС решает проблемы сразу двух взаимосвязанных отраслей, проблемы которых российские власти пока рассматривают по отдельности. Затраты на неё, которые так или иначе придётся нести потребителям, – цена, которую придётся заплатить за надёжную работу систем жизнеобеспечения.

Читайте также
Свежий номер
Фоторепортажи
Проекты и партнеры
  все
Свежий номер