Неокупаемая модернизация
Основные риски 2013 года, которые видит для себя генерация, — непродолжение реформ отрасли и отсутствие правильных ценовых сигналов с рынка мощности.До конца этого года, в крайнем случае — до конца января следующего, министерство энергетики РФ должно внести изменения в действующую модель рынка мощности. Таково поручение правительства РФ. Корректировки нужны для стимулирования притока инвестиций в проекты модернизации генерации.
— Если бы существовал рынок, позволяющий нам иметь нормальную окупаемость проектов модернизации, это двигало бы собственников генерации в сторону модернизации. На сегодняшний день такие правила на рынке отсутствуют, — говорил в Москве 12 декабря на пресс-конференции, посвященной проблемам модернизации отрасли, генеральный директор ОАО «Э.ОН Россия» Максим Широков. — Все это вкупе с другими факторами ведет к низким темпам вывода устаревшего оборудования из эксплуатации и, как следствие, к неокупаемости проектов в текущих рыночных, вернее, нерыночных условиях. Поэтому мы считаем, что совершенствование рыночных механизмов является ультимативной задачей, решения которой ожидают в ближайший период все игроки рынка электроэнергии и мощности.
Как тормознули модернизацию
Какие интересы генераторов не удовлетворены? Руководитель группы по регуляторной поддержке и развитию энергорынков Э.ОН Россия Алексей Купрещенков сообщил: сложно окупать проекты и модернизации, и строительства объектов генерации. Новое строительство сейчас окупается, но лишь за счет программы договоров на поставку мощности (ДПМ), в рамках которых происходит возмещение всех капитальных расходов. В договоры попали только компании и объекты, зафиксированные распоряжением правительства. Там указаны обязательства тех, кто строит (создать в необходимом месте необходимую мощность с определенным КПД), и потребителей (эти мощности оплатить). Цены рассчитываются в соответствии с 238-м постановлением правительства РФ, где определены основные параметры. Но в отношении имеющегося оборудования и программ модернизации механизма возврата инвестиций нет. В этом и проблема: в действующих рыночных ценах модернизация нереальна, никаких стимулов у инвесторов нет.Игрокам рынка мощности мешают псевдорыночное ценообразование, преференции для ряда генераторов и сбытов, регулируемые договоры, уход в розницу генерации, которую строят крупные потребители и освобождаются тем самым от платы за услуги сетей и части платы за объекты в рамках ДПМ.
Какие изменения внесет в рыночную модель Минэнерго — вопрос. К обсуждению рыночного сообщества предложены два варианта модели. Оба призваны стимулировать инвестиции и развитие генерирующих объектов именно в тех точках, где генерация действительно востребована, должны обеспечить модернизацию устаревшего оборудования путем формирования правильных ценовых сигналов. Максим Широков изложил видение компанией вариантов дальнейшего развития рынка, а также понимание генераторами ситуации, складывающейся в электроэнергетике РФ. Обращают на себя внимание низкие темпы вывода изношенного оборудования из эксплуатации. Это тормозит процесс обновления производственных фондов в электроэнергетической сфере. Среди препятствующих факторов — неопределенность условий вывода. Процедура прописана, но не работает, все знают, что реально вывести генерирующий объект из эксплуатации сложно. А потому темпы обновления генерирующего оборудования у нас ниже темпов его старения. Парк оборудования в тепловой генерации изнашивается, это приводит к росту аварийности: за 2010 — 2011 годы в ТГК она увеличилась на 14%, в ОГК — на 7% (данные Минэнерго РФ). Анализ причин аварий свидетельствует: турбинное и котельное оборудование самое проблематичное. Все это ведет к росту нестабильности энергосистемы, снижению надежности энергоснабжения, которую прежде всего обязана обеспечить отрасль.
Сегодня в разработке «наверху» два сценария программы модернизации: инновационный и традиционный, более агрессивная замена изношенного оборудования и более плавная. Инновационный вариант базируется на замене выработавшего ресурс газомазутного паротурбинного оборудования на оборудование на основе парогазовых и газотурбинных установок (в отношении тепловых электростанций в этом случае намечен ввод 54,183 ГВт с учетом ДПМ, а вывод — 22,081 ГВт). Традиционный предполагает техническое перевооружение и реконструкцию оборудования с продлением срока его службы (ввод 48,357 ГВт, вывод — 13,411 ГВт).
На пресс-конференции также отмечалось, что угроза дефицита мощностей в стране, о которой так много говорили в период реорганизации электроэнергетики, миновала. Причин несколько. Первая: не реализован сценарий роста потребления на уровне 8,5%, заложенный в ходе реформы РАО ЕЭС. Сегодня темпы роста потребления низки, 0,5 — 1% в среднем по России. Вторая причина — в последние годы реализовалось строительство новой генерации в рамках программы договоров о предоставлении мощности. Также в стране получила развитие распределенная генерация. Но крупный потребитель, чаще всего энергоемкие компании, становятся генераторами, строят свои мощности не от хорошей жизни.
Либерализация: быть или не быть
Что означает эта ситуация? Поскольку нет дефицита электроэнергии на рынке, модернизация генерации должна производиться в параметрах установленной мощности электростанций. Не обязательно выводить из строя 600 МВт и заменять их на 600 МВт. Можно снизить мощность и до 400 МВт, но при замене оборудования на более эффективное. Идти в этом направлении нужно, потому что полной либерализации рынка не произойдет.
Топ-менеджеры Э.ОН Россия выказали себя сторонниками аккуратного отношения к дальнейшей либерализации. Двигаться следует именно в этом русле: либерализация, реформы оптового рынка электроэнергии должны продолжаться, стоять на месте нельзя. Но следует отдавать себе отчет в том, что полная мгновенная либерализация скорее всего ни к чему хорошему не приведет. Мало не покажется. Необходимо четче прописать правила, которые позволят участникам рынка выводить из эксплуатации неэффективные мощности и проводить модернизацию на основе понятного механизма долгосрочного возврата инвестиций. Самое главное, что такая правильная выборочная модернизация, если будет предусмотрен механизм возврата инвестиций, не ляжет тяжелым бременем на конечного потребителя, на тариф. При жесткой матрице замены старых мощностей на новые, при жестком контроле за расходами этого произойти не должно.
Какие еще риски 2013 года видят компании? По мнению Максима Широкова, глобальные экономические и политические риски одинаковы для всех. А один из основных рисков для электроэнергетики — непродолжение реформ. В том, что они не будут продолжены, энергетическое сообщество страны, похоже, не сомневается.
Дополнительная информация.
Э.ОН Россия (бывшая ОГК-4) — крупнейшая тепловая генерирующая компания в России. Владеет Сургутской ГРЭС-2 (5697 МВт) и Яйвинской ГРЭС (1025 МВт) на Урале, а также Шатурской, Смоленской и Березовской ГРЭС. Суммарная установленная мощность всех энергоактивов — 10,4 тыс. МВт. Доля в суммарном объеме производства электроэнергии в РФ — 6%.
Крупнейший иностранный инвестор в энергетическом секторе России. Совокупная сумма вложений за 2007 — 2015 годы составит 6,1 млрд рублей. За период с 2010 по 2011 год введено 1600 МВт новых мощностей и произведена реконструкция 100 МВт. К маю 2015 года общий объем вводов составит 2400 МВт.
Партнер проекта
