Лекарство против старения

Первые итоги, которые подвёл «Переток», должны внушать оптимизм: аварийность на средних и крупных энергоблоках мощностью свыше 25 МВт в 2016 году снизилась на 9% (более подробно – см. инфографику «Перетока»). Но такие показатели, скорее, результат самоотверженности энергетиков и, в меньшей степени, вывода наиболее «древних» мощностей после строительства новых блоков в рамках договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Сейчас программа ДПМ, позволившая покрыть рост спроса, подходит к концу, а генераторы по-прежнему вынуждены эксплуатировать оборудование, запас прочности которого на исходе, предупреждают эксперты. В этой ситуации первостепенным становится вопрос глубокой модернизации, которая является логичным «лекарством против старения» энергосистемы, но механизмы её проведения не ясны. В отрасли только начинают обсуждать схемы и варианты проведения масштабной модернизации стремительно устаревающего оборудования.

Большинство российских электростанций построено в 60–80-х годах прошлого века, и, по оценкам Ассоциации «Совет производителей энергии», к 2021 году более 70 ГВт мощностей исчерпает свой парковый ресурс, то есть нормативный объём безаварийной работы при соблюдении всех технических требований. К 2035 году этот объём практически удвоится и составит уже 129 ГВт, говорится в проекте Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2035 года, разработанной и представленной Минэнерго в 2016 году. Этот документ будет принята после утверждения Энергетической стратегии России до 2035 года. Уже сейчас значительная доля старых электростанций работает сверх паркового ресурса. Например, у ПАО «Интер РАО» таких мощностей около 8,5 ГВт (90% энергоблоков типа К-300). У «Газпром энергохолдинга» из 39 ГВт только около 8,5 ГВт генерирующих активов компании моложе 15 лет, до 2026 года в модернизации нуждаются не менее 1,5 ГВт, сообщили в компании.

Реализация программы ДПМ не позволила в целом по стране решить задачу масштабного обновления парка генерирующего оборудования, поскольку была ориентирована в большей степени на новое строительство в расчёте на растущие потребности экономики, нежели на замещение устаревающих энергоблоков. В результате уже сейчас в энергетике растут риски аварий. «Рост аварийности в принципе непрогнозируемый. Если говорить по крупным авариям, которые произошли за 2015–2016 годы, все они произошли на оборудовании, которое надо было либо уже заменить, либо своевременно отремонтировать», – говорил в октябре замминистра энергетики Андрей Черезов.

Модернизация выгоднее нового строительства

Чтобы не столкнуться с дефицитом электроэнергии уже с середины 2020-х годов, устаревающие мощности нужно заменять новыми или модернизировать. Второй вариант обходится в 2–3 раза дешевле, чем новое строительство, отмечает руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова. Председатель Совета директоров Уральского турбинного завода Михаил Лифшиц поделился с «Перетоком» схожими выкладками.

«Как показывает наш опыт работы с энергетиками Казахстана, где уже не первый год реализуется программа обновления энергетики, затраты на модернизацию основного оборудования энергоблока примерно в два раза ниже, чем при строительстве нового (при расчёте на выработку каждым киловаттом). При этом улучшаются ключевые характеристики оборудования: КПД, мощность, удельный расход топлива», – отмечает эксперт.

Пока ситуация с ценами на рынках электроэнергии и мощности не даёт возможности проводить глубокую модернизацию: денег, собираемых сейчас на рынке, недостаточно, а реально работающие инвестиционные механизмы не внедрены, считают генераторы. Темпы роста цен на «рынке на сутки вперёд» (РСВ) уже несколько лет держатся ниже темпов роста цен на основное топливо (газ). Текущая модель конкурентного отбора мощности (КОМ) учитывает только часть эксплуатационных затрат станции, дополнительных средств для обновления мощностей в текущей модели не предусмотрено, заявил «Перетоку» директор Ассоциации «Совет производителей энергии» Игорь Миронов. По его мнению, именно с этим связано то, что на КОМ до 2020 года нет значимых заявок на строительство новых блоков вне ДПМ. С этим, правда, не согласны крупные потребители электроэнергии. Ранее глава Ассоциации «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселёв заявлял «Коммерсанту», что ценовой диапазон КОМ позволяет установить цену, достаточную для модернизации действующих мощностей.

Варианты есть

Инвестиционные механизмы модернизации существуют. Генерирующие компании говорят о трёх потенциально возможных вариантах, у каждого из которых есть как преимущества, так и недостатки.

Первый – это конкурсный отбор инвестиционных проектов с применением механизма госгарантий инвестиций. Он предполагает, что на определённой территории проводится конкурс проектов по модернизации (или строительству) генерирующих объектов с заданными параметрами мощности и прописанным сроком ввода в эксплуатацию. Основным критерием отбора становится минимальная стоимость, с победителем заключается договор, в котором закрепляются обязательства сторон. Это рыночный механизм, минимизирующий конечную цену мощности для потребителей, но существует риск того, что на конкурс попросту никто не придёт. Так уже случилось, например, с первым конкурсом на строительство требуемой мощности на Таманском полуострове, проведённом в середине 2016 года.

Второй вариант – так называемый ДПМ-штрих, или ДПМ на модернизацию. В рамках этого механизма правительство России может утвердить перечень обязательных инвестиционных проектов генерирующих компаний (как это было с ДПМ для строительства новых мощностей), определить условия окупаемости и зафиксировать обязательства генкомпаний. Вариант не является в полной мере рыночным, так как не предполагает конкуренции. Но он будет базироваться на централизованно разработанной комплексной программе требуемых мощностей и будет учитывать прогнозы развития регионов. Кроме того, в отрасли уже имеется достаточно успешный опыт реализации подобных программ. Сами генераторы называют этот механизм наиболее предпочтительным. Успешная практика модернизации по аналогу ДПМ не нова, она применяется, например, в Великобритании, говорит Наталья Порохова.

И наконец, в качестве третьего варианта компании предлагают изменить модель КОМ таким образом, чтобы цена мощности обеспечивала возможность модернизации. Эта схема имеет очевидный недостаток: в базовом варианте она не предусматривает способов государственного контроля над целевым расходованием денежных средств. Поэтому в случае выбора этого пути потребуются разработка и внедрение дополнительных инструментов, например, системы квот на вывод и модернизацию мощностей для каждой генкомпании, включающая серьёзные штрафные санкции в случае нарушения утверждённых параметров.

Помимо этих механизмов могут быть и другие варианты, заявил в начале марта член правления, руководитель блока стратегии и инвестиций ПАО «Интер РАО» Ильнар Мирсияпов. «Связанные, например, с фиксацией выручки производителей электроэнергии на ранее существующем ДПМ с возможностью ввода нового или модернизации старого оборудования. Вариантов много. Может быть, даже многовариантность тех или иных реализуемых подходов», – добавил Ильнар Мирсияпов.

Триллион на обновление

Пока генерирующие компании находятся в самом начале обсуждения вариантов модернизации с регуляторами и другими участниками энергорынка. Камнем преткновения, как обычно, являются деньги, так как масштабная модернизация отрасли требует очень значительных финансовых ресурсов. Генкомпании отмечают, что только для замены оборудования старше 50 лет необходимы инвестиции в размере 450–500 млрд рублей. По оценкам Натальи Пороховой, общая потребность в инвестициях в модернизацию тепловых электростанций составляет не менее 1 трлн рублей.

Примерно столько же – более 1 трлн рублей – высвобождается в отрасли в 2020–2030-х годах в связи с завершением выплат по проектам ДПМ. «Эту дельту, если правительство примет соответствующее решение, можно направить на закрытие бреши по устареванию и естественному выбытию старых мощностей в нашей стране», – полагает Ильнар Мирсияпов. Этот вариант финансирования поддерживает и Минэнерго, говорил министр энергетики Александр Новак в ходе совещания по подготовке к прохождению текущего осенне-зимнего периода.

В отрасли отмечают, что программа ДПМ, действительно повысившая платежи потребителей за мощность, позволила экономить потребителям на покупке электроэнергии. «Цена РСВ ежегодно отставала от темпов роста цен на газ из-за массового ввода новых эффективных объектов ДПМ. Если сопоставить величину средств, сэкономленных потребителями в результате отставания цен РСВ от стоимости газа, то можно увидеть, что в совокупности одноставочный платёж – за мощность и электроэнергию – рос с темпами, соответствующими инфляции», – говорит руководитель центра компетенций по торговой деятельности на ОРЭМ ПАО «Интер РАО» Александра Панина.

Позитивным итогом модернизации станет и экономия на неэффективности, отмечают машиностроители. «Посмотрите, сколько миллиардов рублей тратится на аварийные ремонты, каковы рыночные штрафы за простой выведенного оборудования и недополученная прибыль энергокомпаний», – отмечает Михаил Лифшиц.

Решение о схемах финансирования модернизации нужно принимать в ближайшее время, считают генераторы. Проекты по глубокой модернизации энергоблоков и иного оборудования требуют нескольких лет, а дефицит мощности с учётом планов по выводам может возникнуть уже в 2021–2022 годах. В Минэнерго сообщили, что в настоящий момент министерство разрабатывает возможные механизмы перераспределения средств ДПМ на модернизацию энергомощностей. Но пока это внутриведомственная работа, обсуждение с рыночным сообществом станет следующим этапом на пути принятия окончательного решения.