«Текущие цены КОМ постоянно снижают возможность даже «мелкой» реконструкции»

Масштабная модернизация отрасли, тотальное снижение уровня выработки паркового ресурса оборудования, повышение эффективности генерации – стратегические задачи, требующие консолидации усилий всех участников отрасли. Окончательное решение этой задачи остаётся за глобальным регулятором сектора – государством. Текущие ремонты и поддержание работоспособности генерирующих объектов – тактика, которую каждый генератор вынужден определять для себя самостоятельно с учётом имеющихся ресурсов.

Для «Квадры», как и для большинства крупных генераторов, тема износа паркового ресурса оборудования актуальна. Завершающаяся программа строительства с помощью механизма договоров предоставления мощности (ДПМ) позволила ввести в России уже более 20 ГВт новых энергоблоков. Однако она не смогла решить проблему в целом, так как объём новых вводов несопоставим с количеством эксплуатируемого оборудования с истёкшим или истекающим парковым ресурсом. После завершения вводов по ДПМ в эксплуатации останется огромное количество старого оборудования. Кроме того, ситуацию осложняет тот факт, что значительная доля тепловых поставок производится на этой старой, немодернизированной части (на текущий момент за порогом паркового ресурса или близко к нему порядка 1 ГВт мощностей «Квадры» из имеющихся 2,87 ГВт).

Именно такая ситуация сложилась у «Квадры» на Новомосковской ГРЭС после ввода нового ДПМ-блока. Вопрос теплоснабжения здесь по-прежнему ложится в основном на старое геноборудование. Сейчас мы изучаем и прорабатываем ситуацию, просчитываем разные варианты. Но уже понятно, что глубокая модернизация старых блоков потребует многомиллиардных вложений. С точки зрения экономики нам, возможно, проще будет вывести оборудование из эксплуатации и построить альтернативную котельную для теплоснабжения потребителей. Другой разговор, если «Системный оператор» не разрешит осуществить выводы, так как старые мощности необходимы для регулировки и поддержания надёжности Единой энергосистемы. В таком случае государству нужно будет принимать принципиальное решение, и здесь реально работающим механизмом финансирования изменений может стать так называемый ДПМ-штрих. С помощью этого, уже опробованного инструмента можно решать стратегические задачи, крупные узловые проблемы функционирования ЕЭС.

После 2020 года мы прогнозируем схожую ситуацию в Ливнах, Калуге, Ельце, где на тепло и электроэнергию от ПГУ падает спрос из-за оттока покупателей. Условно через три года эти ПГУ придётся постоянно держать в работе для отопления жилых домов. Нам как компании, работающей на рынке, выгоднее будет поставить здесь котельные, чем эксплуатировать блоки ПГУ вхолостую.

Важно понимать, что грамотный подход к каждому конкретному случаю и возможность использовать всю линейку предлагаемых рынком механизмов (ДПМ-штрих; пересмотр ключевых параметров конкурентного отбора мощности (КОМ); механизм госгарантирования инвестиций) позволят решать проблему с минимальными издержками для всех участников рынка. Например, не строить новую генерацию с нуля, а модернизировать оборудование действующих объектов.

Так, у Смоленской ТЭЦ-2 в настоящее время систематически снижается число потребителей пара – наименее эффективного ресурса. Но сами мощности необходимы потребителям энергии. Строить новую ПГУ в регионе смысла нет, так как он энергоизбыточен; проще и дешевле провести реконструкцию действующей станции, что позволит снизить удельные затраты и сделать блок конкурентоспособным на рынке.

Но здесь важно понимать, что текущие цены КОМ, которые в последние годы не корректировались даже на уровень инфляции, постоянно снижают возможность даже «мелкой» реконструкции. Турбины типа Т-100 существенно дешевле в эксплуатации, чем современные ПГУ, и близки к ценам КОМ. Но если ключевые параметры КОМ не будут пересмотрены в ближайшее время, то доходы от продажи мощности по установленной цене не покроют эксплуатационных расходов даже традиционных генераторов.

Значимой экономической характеристикой российской энергосистемы является дифференциация эффективности блоков в зависимости от их размера: большие блоки мощностью свыше 200 МВт эффективны круглогодично, малые станции неконкурентоспособны в летний период. Иногда летом в ряде городов присутствия «Квадры» (например, в Воронеже, Орле и Курске) нам проще договариваться и собирать нагрузку других производителей, в том числе МУПов, и запитывать потребителей от одного наиболее эффективного источника, останавливая прочие. Мы договариваемся с другими поставщиками, и это идёт на пользу всем: такой режим выгоден производителям и никак не сказывается на потребителях, а финансовые затраты на внедрение модели минимальны. Эта схема позволяет круглогодично эксплуатировать объекты ДПМ с максимальной эффективностью и является рациональной системой для всех участников рынка.

Продлевать ли парковый ресурс за счёт вложений в модернизацию или выводить мощность, строя взамен новую, должен решать регулятор – исходя из потребностей надёжности. Нам действительно зачастую выгоднее переводить устаревшие блоки в режим котельных. Но стоит отметить, что эксплуатация объектов в ГВС-режиме снижает их экономическую эффективность в два раза (в сравнении с комбинированным). Наши блоки нужны ЕЭС – в частности летом, когда они вынуждены работать в кондиционном режиме для поддержания надёжности системы во время сетевых ремонтов и плановых ремонтов на АЭС.

Ещё одна важная проблема, с которой мы столкнулись, – это стоимость обслуживания энергоблоков, построенных в рамках ДПМ. Отечественная промышленность пока не способна в полной мере удовлетворить потребности энергетиков в эффективном оборудовании. В передовых странах, где мы закупаем оборудование, действуют госпрограммы разработки и производства газовых турбин, оборудование поставляется на условиях лизинга, финансовые схемы активно поддерживаются государством. Наши производители не способны перейти к столь дорогостоящим разработкам без концентрации финансовых и интеллектуальных ресурсов с поддержкой со стороны государства.

Наши газовые турбины в основном авиационного типа. Они подлежат ремонту только на специально аккредитованных сервисных заводах. Вместо того чтобы отправлять огромный агрегат в США или Италию, мы могли бы ремонтировать их, например, на наших авиаремонтных заводах, так как сами турбины принципиально схожи по конструкции. Но этот вопрос пока никак не решается. Вариант, к которому мы сейчас стремимся, – это долгосрочные сервисные контракты, по ним подрядчик должен поддерживать оборудование в постоянной готовности в течение, например, 20 лет с обязательной организацией локализованного сервисного ремонта.

Энергосервисные контракты и концессионные соглашения могли бы стать важным инструментом модернизации. (Так или иначе, есть объём средств, которые тратятся на ремонты. Часть из них заложена в тарифы.) Названные инструменты базируются на параметрах окупаемости и ставках рефинансирования. Проведённые в рамках этих схем работы фактически оплачиваются из средств, сэкономленных в результате модернизации. Но здесь важно договариваться с регулятором «на берегу» и оставлять соответствующую строку в тарифе, формирующемся по принципу «расходы+», на период окупаемости. Пока же регулятор вычёркивает расходы сразу после проведения модернизации, и у компании исчезает ресурс для оплаты самой модернизации, которая является благом и для энергетиков, и для потребителей.

5 июня 2017 в 14:36