«Эффективная модернизация энергетики возможна лишь при применении совокупности обсуждаемых механизмов»

В настоящий момент в российской энергетике отчётливо прослеживается тенденция к постоянному росту объёма выводов. Компании выводят мощности из эксплуатации, стремясь избавиться от нерентабельных энергоблоков, работа которых не только провоцирует финансовые потери, но и чревата неконтролируемым ростом аварийности. Сейчас мы достигли очередного максимума в последние 25 лет – плановый показатель выводов 2016 года составляет уже 12 ГВт. Пиковые значения придутся на 2019–2020 годы, когда планируется вывести 16 и 19 ГВт соответственно. К настоящему моменту (оставляя за скобками атомную и гидрогенерацию) начиная с 2011 года суммарный объём новых вводов составил 31 ГВт, выводов – 19 ГВт. Ситуация достаточно напряжённая, и отчасти нам даже повезло, что у нас не произошёл интенсивный рост потребления, как это прогнозировалось ранее. Рост начался не в начале 2010-х, а происходит лишь второй год подряд.

Мы понимаем, что выработка паркового ресурса не означает автоматического вывода оборудования из эксплуатации, но и продлевать ресурс до бесконечности невозможно. В этой связи весьма показательным является соотношение между потребляемой мощностью и объёмом мощности с действующим парковым ресурсом. Уже к 2026 году при текущей динамике мы будем иметь 50 ГВт мощностей с истёкшим парковым ресурсом, в которых по-прежнему будут нуждаться энергосистема и потребители. К 2035 году уже 129 ГВт, или 80% мощностей действующих ТЭС выработают парковый ресурс и, по-хорошему, будут нуждаться либо в тотальной модернизации, либо в выводе и замене новым оборудованием. По сути, проблема будет нарастать в два ближайших десятилетия как снежный ком.

Сейчас динамика цен на конкурентных отборах мощности не позволяет модернизировать оборудование. Рост выручки от продажи мощности действующей генерации отстаёт от инфляции и не создаёт возможности финансирования. С 2011 года цены КОМ фактически не изменились: в 2016 году цена КОМ для первой ценовой зоны составила 92% от цен 2011 года, в 2020 году составит 103%. Для сравнения: с учётом инфляции она должна составлять 150 и 176% (прогноз инфляции МЭР – минус 1%) соответственно. При этом, если бы с 2008 года тарифы на электроэнергию регулировались прямой индексацией топливных затрат, то сейчас средняя цена на электроэнергию на ОРЭМ в первой ценовой зоне была примерно на 27% выше, чем действующая цена конкурентного рынка.

Глядя на такую динамику, любой адекватный инвестор принимает решение не вкладываться в модернизацию, так как вернуть вложения невозможно, и выводит мощности, как можно дольше продлевая срок эксплуатации за границами паркового ресурса с помощью минимальных вложений в ремонты. При таких ценах на мощность оказывается, что, не имея возможности зарабатывать на рынке на сутки вперед (РСВ – рынок энергии), генераторам будет выгоднее выводить из эксплуатации даже относительно новую мощность. После завершения ДПМ энергетики будут продавать мощность по 112 тысяч рублей за 1 МВт в месяц при средних эксплуатационных затратах ПГУ и ГТУ 164 тысячи рублей (в ценах августа 2016 года). В результате мы можем получить ситуацию, когда в перспективе ближайших десяти лет нам придётся вновь строить новые мощности. Адекватная стоимость строительства «в среднем по больнице» сейчас составляет 2 млн рублей за 1 МВт мощности, так что вопрос «Выгоднее модернизация или новое строительство?» не стоит – модернизировать объективно дешевле.

Сейчас обсуждаются разные варианты стимулирования модернизации. Мы считаем, что справиться с ситуацией и модернизировать к 2035 году 129 ГВт мощностей можно, только внедрив механизмы в совокупности. Индексация ключевых точек КОМ не даст необходимый объём средств для реконструкции мощностей. Но без этого элемента нельзя обойтись. Наш опыт показывает, что инвесторы и государство не настолько доверяют друг другу, чтобы начать реальную модернизацию под обещание повысить ключевые точки КОМ. Но частичный пересмотр цен КОМ в ближайшей перспективе остро необходим. Этот шаг позволит избежать чрезмерного вывода оборудования и провести наименее капиталоёмкие мероприятия по поддержанию надёжности и восстановлению паркового ресурса. Логика проста: у каждого генератора есть разные мощности, требующие разного объёма вложений. Повышение точек КОМ позволит вернуть в поле рентабельности наименее устаревшее оборудование. Пока же процесс обвального вывода мощностей тормозится психологическим фактором надежды: генераторы из года в год продолжают верить, что их услышат и на следующий год ситуация хоть немного, но улучшится. Однако этого не происходит, а надежда становится всё слабее.

Второй инструмент , без которого, как мы считаем, обойтись невозможно – это системное решение по типу механизма государственного гарантирования инвестиций (МГИ). Это рыночный механизм финансирования модернизации, но мы не очень представляем себе, как его можно будет реализовать в масштабах всей энергосистемы. Но часть проблем с помощью этого инструмента снять наверняка удастся – например, решить проблему нехватки новой генерации в отдельных энергоузлах. Для внедрения конкурсного отбора «Системный оператор» должен выступать заказчиком, говоря, в какой ЗСП и в каком объёме ему нужна модернизация мощностей, выставляя технические требования и параметры обновления. Генераторы, работающие в ЗСП, при наличии привлекательных условий будут конкурировать за этот заказ. Но вряд ли такая система получит повсеместное распространение и позволит решить все проблемы.

Именно поэтому мы выступаем за внедрение и третьего обсуждаемого варианта – ДПМ на модернизацию. Ряд экспертов видит в системе ДПМ элемент госрегулирования, так как именно власти будут определять, что и где модернизировать. И в этом нет ничего плохого, так как комплексный подход и взгляд сверху позволяют решать наиболее актуальные проблемы и расшивать узкие места энергосистемы, учитывать вектор развития экономики и перспективы развития. Пока для того, чтобы решения принимались аргументированно, нам не хватает системообразующего документа, условного плана развития энергопотребления. Пока есть только намёки на него в виде Генеральной схемы размещения объектов энергетики. Если этот вариант будет реализован, мы можем получить государственное планирование, на базе которого будет развиваться вполне рыночная конкуренция между генераторами. Эффективность комплексной программы, учитывающей прогнозы развития регионов, будет выше за счёт уже имеющегося опыта реализации подобной программы и отработанного механизма ДПМ. В этом как раз и заключаются плюсы внедрения механизма: пересмотр точек КОМ не гарантирует, что рано или поздно государство не отыграет назад, конкурсный отбор – идея, не имеющая пока опыта практической реализации в России. ДПМ же уже был реализован, его эффективность доказана, а система не подразумевает изменения правил игры задним числом.

Основываясь на специфике каждого из вариантов модернизации, а также исходя из чрезвычайной масштабности проблемы, мы полагаем, что оптимальным решением будет внедрение всех обозначенных механизмов с возможностью выбора одного из них в каждом конкретном случае с учётом реальных условий, возможностей и потребностей как энергетиков, так и потребителей.

22 мая 2017 в 15:00