Ввод новых энергоблоков по программе ДПМ не снял проблему старения российских генерирующих мощностей. Чтобы обновить оборудование, нужна масштабная модернизация, но сейчас владельцы компаний предпочитают вкладываться в текущие ремонты, возможно, дожидаясь того момента, когда можно будет отстаивать у регуляторов возврат инвестиций в подобные проекты.
Большая часть «старых» тепловых мощностей остается сильно изношенными и вырабатывает свой ресурс: по данным Энергетического института им. Кржижановского, возраст более 52% тепловой генерации ЕЭС России превышает 30 лет. Несмотря на то, что последние восемь лет для российской электроэнергетики были годами «инвестиционного бума», построенные «с нуля» энергоблоки — это только 10% мощностей энергосистемы.
Специалисты отрасли указывают, что текущий ремонт не улучшает фактические характеристики оборудования и не продляет его ресурс. Кардинальным образом парк генерирующих мощностей можно обновить только за счет программ модернизации. Кроме того, как отмечают эксперты, после модернизации работа энергоблоков становится более экономически эффективной. «Старое оборудование — это более высокие издержки компаний на топливо (в среднем на 30 — 40% выше, чем у новых или модернизированных блоков) и ремонты. Модернизация не менее чем в два раза дешевле нового строительства, при этом выгоды от сокращения издержек на топливо дадут дополнительную маржинальность продаж на рынке на сутки вперед», — считает руководитель группы исследований и прогнозирования компании АКРА Наталья Порохова.
Проекты модернизации обходятся дешевле, чем строительство «с нуля»: как минимум, не нужно сооружать инфраструктуру и капитальные строения. По данным машиностроителей, удельные затраты на модернизацию блока 100 МВт — всего $500, тогда как строительство аналогичного объема мощности стоит $1000-1800. Модернизация решает сразу несколько задач: продление паркового ресурса, повышение номинальной мощности, рост КПД, снижение расходов на ремонт. Она способна принести ощутимую выгоду: так, после реконструкции паровой турбины ПТ-80-130 на Омской ТЭЦ-5 ее номинальная электрическая мощность была увеличена на 18 МВт, а экономия на топливе составила около $5 млн в год, сказали в холдинге «РОТЕК».
Однако, пока владельцы генмощностей предпочитают вкладываться в текущий ремонт, а не в модернизацию. По данным «Системного оператора», в 2015 году рост установленной мощности за счет модернизации составил всего 317 МВт (при общем росте в 4,7 ГВт). Причем, как говорят источники на рынке, ремонтные программы часто недофинансированы, в результате чего растет количество неплановых остановов оборудования. В конце 2015 года в энергосистеме был зафиксирован рекордный объём аварийных ремонтов генерирующего оборудования – 7,6 ГВт. По данным диспетчеров, это максимальный уровень отключений за последние три года. «Системный оператор» давно пытается добиться введения обязательных правил технологической работы оборудования, однако генкомпании не поддерживают эту инициативу.
«Тема модернизации на фоне сегодняшних избытков генерации в энергосистеме, кажется не очень актуальной. Но основная часть нашего оборудования произведена в 50-70-е годы, а оно не может работать бесконечно без вложений», — сказала замгендиректора по маркетингу и сбыту ООО «Интер РАО — Управление электрогенерацией» Александра Панина на конференции «Формирование стратегии развития электроэнергетики» в середине марта. Источников для модернизации у генераторов нет, говорят представители компаний, объясняя это низкими ценами на рынке на сутки вперед (РСВ) и КОМ. По данным А. Паниной, прибыльность оборудования, произведенного в 50-60-х годах прошлого века на РСВ находится на грани рентабельности, а зачастую вообще «уходит в минус». При этом из-за высоких штрафов за неплановые остановы, старые энергоблоки зачастую выгоднее вообще не включать. Так что состояние рынков сегодня стимулирует генкомпании к выводу оборудования из эксплуатации, а не к модернизации, отмечает А.Панина.
Действительно, в ходе КОМ на 2016-2019 годы генераторы подали заявки на вывод около 8 ГВт. Но при этом, по оценкам Института проблем естественных монополий, к концу 2015 года мощность «лишней» генерации превысила 17 ГВт — то есть пока у генераторов есть планы по выводу около половины энергооборудования, которое не может работать на рынке на общих условиях. Кроме того, компании в любом случае не смогут вывести всё, что захотят. Закрытие энергомощностей согласовывает «Системный оператор», и он будет делать это только если вывод не угрожает работе энергосистемы. Сегодня невозможно оценить точный размер того, сколько могут вывести генераторы: энергосистема находится в постоянном изменении и каждая реализованная заявка на вывод оборудования, или, наоборот, ввод новой генерации, потенциально влияет на рассмотрение последующих заявок.
При этом каждый закрытый энергоблок будет повышать цену КОМ последующих лет — по оценкам экспертов, 1 ГВт выводов дает прирост в 2500-3000 рублей за МВт (в ходе четырехлетнего КОМ цена стабилизировалась на уровне 130 тыс. рублей/МВт). То есть чем больше будет выведено, чем больше повысится рентабельность работы для остальных мощностей.
Генкомпании не хотят обновлять мощности за собственные средства (вполне обосновано заявляя о том, что доходность по ДПМ-мощностям — это деньги инвесторов, которые те хотят вернуть). Поэтому еще в начале 2010-х годов они лоббировали тему модернизации за деньги потребителей. Тогда правительство рассматривало варианты распространения механизма возврата инвестиций на модернизируемые объекты, однако вопрос завис и никаких решений принято не было. Сейчас у генераторов тоже не лучшее время просить правительство о дополнительных деньгах на какие-либо цели: потребители и так стонут из-за высоких платежей за мощность. По оценкам НП «Потребителей электроэнергии», оплата всех ДПМ (тепловых, АЭС и ГЭС) и так привела к росту сборов с рынка с 300 млрд рублей в 2012 году до 460 млрд рублей в 2015 году.
«На перспективу ближайших лет никто не планирует новое масштабное строительство, так как в энергосистеме профицит, и в принципе политика в электроэнергетике сменилась от стимулирующей в сторону минимизации стоимости. Но по мере стабилизации макроэкономической ситуации модернизация оборудования станет ключевым трендом. На рынке мощности Великобритании, который очень похож на российский, есть аналоги контрактов ДПМ на модернизацию, и, возможно, по мере стабилизации макроэкономической ситуации на нашем рынке мощности тоже будут внедряться инструменты по стимулированию модернизации оборудования», — считает Наталья Порохова.
Генкомпании вернутся к вопросу финансирования модернизации позднее, уверен источник на рынке — после завершения всех строек по ДПМ и вывода избытков. «Тогда снова начнут обсуждать с регуляторами возможные варианты поддержки с рынка», — сказал он.
