Краткие итоги проделанной работы по модернизации и строительству новых генерирующих объектов

23.08.2024 На сайте члена нашей Ассоциации НП «Российское Теплоснабжение» опубликован новый выпуск журнала «Новости теплоснабжения».

Делимся интересной статьей об итогах проделанной работы по модернизации и строительству новых генерирующих объектов. Автор: В.Д. Алексеева, магистр, «НИУ «МЭИ» (под руководством д.т.н. Е.Г. Гашо, профессора «НИУ «МЭИ»), г. Москва.

Механизмы договоров на поставку мощности ДПМ-I и ДПМ-II

С 2008 г. в России функционирует переходная модель рынка мощности и действуют утверждённые инвестпрограммы реорганизованных генерирующих организаций. Была проделана колоссальная работа по модернизации и строительству новых генерирующих объектов.

Новая модель рынка мощности (2008 г.) вводилась на территориях, объединённых в ценовые зоны (ЦЗ) оптового рынка (I ЦЗ – Европа, Урал и II ЦЗ – Сибирь). Ценовые зоны разбиваются на зоны свободного перетока, которые учитывают планируемые ограничения поставок мощности между ними.

Рынок мощности подразумевает формирование для поставщиков цен, определённых не условно-постоянными, а совокупными затратами. Рынок электрической энергии и рынок мощности должны в совокупности обеспечить компенсацию всех затрат поставщика на производство электрической энергии.

ДПМ – долгосрочный договор о предоставлении мощности, в соответствии с которым поставщик обязуется в установленные сроки ввести новые генерирующие мощности оговоренного качества, покупатель – оплачивать введенную мощность в течение срока действия договора по установленным правилам. ДПМ заключаются в отношении объектов генерации, включенных в Перечень генерирующих объектов, сформированный Правительством РФ. Цена мощности по ДПМ – рассчитывается ОАО «АТС» в соответствии с принципами, заданными Правительством РФ. Покупателями мощности по этим договорам являются все участники оптового рынка, имеющие обязательства по покупке мощности, за исключением ФСК.

На практике юридическая конструкция ДПМ оказалась чрезвычайно сложной, ДПМ обязали подписывать всех участников рынка. Энергетики не могли просто так отказаться от исполнения принятых обязательств по вводу новых мощностей, так как их невыполнение каралось двумя видами штрафов. По данным «Совета рынка», за 10 лет из программы были исключены лишь два генерирующих объекта (около 500 МВт), площадки заменены в отношении 10 объектов (около 2,5 ГВт).

Потери «Юнипро», не получающей плату по ДПМ для Берёзовской ГРЭС в период ремонта, оценивались в 54 млрд рублей при первоначальной стоимости блока в 42,5 млрд рублей.

Краткие итоги ДПМ-I

В результате реформы из 136 объектов электрогенерации 45 было модернизировано, остальные 91 – новые. Результаты реформы по ценовым зонам рынка электроэнергии и мощности проиллюстрированы в таблице 1.

С целью подтверждения позиции автора приводятся цитаты об итогах программы ДПМ от значимых фигур на рынке электроэнергии и мощности.

Максим Быстров, председатель правления Ассоциации «НП «Совет рынка», в ответ на вопрос о результатах реализации механизма ДПМ: «…относительно низкие цены на газ в РФ не позволяют новому эффективному оборудованию получать достаточную маржу от продажи электроэнергии, чтобы быть сравнимыми по полным затратам с существующим оборудованием. Именно поэтому не случилось ожидаемого сближения цен КОМ и цен на мощность для нового строительства».

Николай Посыпанко, руководитель направления регулирования энергорынков VYGON CONSULTING о проблемах ДПМ: «Из проблем нельзя не отметить упущенную возможность модернизировать отечественное энергомашиностроение.... Сейчас это создаёт сложности для многих компаний в организации сервиса: оказалось непросто создать альтернативу дорогому официальному обслуживанию, ещё сложнее – заменить запасные части.

Кроме того, ДПМ стал своеобразным тормозом организационного развития оптового рынка.

Сегодня запуск новых эффективных ПГУ, как и любых других видов генерации, без специальных мер поддержки возможен только в автономии от оптового рынка и ЕЭС».

Алексей Фаддеев, эксперт-аналитик департамента исследований ТЭК ИПЕМ в целом о ДПМ: «Ключевыми недостатками программы ДПМ были её неконкурентный характер и недостаточный учёт интересов потребителей. Так, перечень объектов ДПМ был сформирован без какого-либо открытого конкурса. Мнение потребителей по поводу необходимости массового ввода мощностей и их территориальному распределению не учитывалось, а механизмы вывода из эксплуатации устаревшего оборудования вообще не были предусмотрены, что привело к двойному повышению цен».

Резюмируя приведённые высказывания о плачевных итогах механизма ДПМ, можно отметить: введение договоров на поставку мощности, действительно, стало огромным шагом (шагом в пропасть) в процессе реформы рынка электроэнергетики. Благодаря ДПМ удалось привлечь огромные инвестиции, но какой ценой. Первоначальная задумка не оправдалась с экономической точки зрения: вместо 1 трлн руб. было привлечено 945 млрд руб.

Краткие итоги ДПМ-II (КОММод)

Программа направлена на модернизацию самых старых тепловых генерирующих электрических мощностей (старше 45 лет) с целью снижения операционных затрат и повышения топливной эффективности. Ресурс обновлённых электростанций должен быть продлен на 15-20 лет.

Суть программы такая же, как и у первой: модернизация мощностей идёт за счёт генерирующей компании, а потом это ложится на плечи потребителей в виде повышенных тарифов. В рамках ДПМ-II повышенные тарифы распространяются на 15 лет. Общий объём инвестиций на программу – 1900 млрд рублей (на 2022-2031 гг.).

Текущий механизм отбора объектов для ДПМ-II имеет ряд недостатков: блоки отбираются, не исходя из их необходимости и востребованности, а исходя из стоимости модернизации в пересчёте на 1 МВт мощности. На этом зарабатывает генерирующая компания через повышенные тарифы.

Выделено 37 регионов среди 136 объектов генерации, при этом в энергоснабжении этих регионов участвовало 26 генерирующих компаний.

Анализ с распределением КИУМ по регионам показал, что примерно половина объектов (70) по стране имеет усреднённый за 4 года (2016-2019 гг.) КИУМ ниже 50%, что, несомненно, говорит, в частности о нерациональном применении программы и вложении средств в неё (причем, немалых). Стоит задуматься о величине надбавки на энергоресурсы, в коммунальных платежах тариф на электроэнергию в основном покрывается за счёт потребителей, которые таким образом вынужденно спонсируют ДПМ на государственном уровне.

Очевидно, что средствами, вложенными в развитие данной программы, можно было бы распорядиться иначе и это имело бы больший энергетический и экономический эффект. Перспективы ДПМ-II весьма туманные.

На основании заявленных ключевыми игроками энергетического рынка инвестиционных (ДПМ) программ (размещённых в открытом доступе), был выполнен анализ состояния (возраста) их основных генерирующих мощностей и представлена предварительная оценка возможных финансовых затрат (табл. 2). При этом средняя цена модернизации 1 ГВт мощности любой станции принята на уровне 36,6 млрд руб. в ценах 2020 г.

Согласно справочным данным, из 136 объектов генерации за 2016-2019 гг. КИУМ менее половины запланированного почти у половины энергообъектов России, а КИУМ более 80% – всего у одной десятой части объектов. Это говорит о том, что на момент 2019 г. половине генерирующих объектов страны всё ещё была необходима серьёзная модернизация оборудования, и лишь 10% энергообъектов достигла требуемого уровня использования мощности. С учётом того, что уже на 2018 г. в ДПМ было вложено 1700 млрд руб., результаты нельзя назвать оптимистичными. Анализ показателей проведён на рис. 2.

Если давать объективную оценку, исходя из полученных данных, по критерию величины КИУМ, то результаты однозначно нерадужные: при таком объёме инвестиций в реализацию данной программы количество объектов генерации с КИУМ ниже 50% слишком велико, одновременно с этим, объектов с КИУМ больше 80% гораздо меньше (соотношение в среднем 3:1 – см. рис. 2). Величина критерия отбора принята экспертно.

 Выводы

1.   Для модернизации генерирующего оборудования с помощью зарубежных специалистов был придуман ДПМ, согласно которому поставщик обязуется в установленные сроки ввести новые генерирующие мощности оговоренного качества, покупатель – оплачивать введенную мощность в течение срока действия договора по установленным правилам.

2.   По этому механизму была осуществлена модернизация 45 самых разных энергоблоков, построен 91 объект генерации с вложением 1700 млрд рублей в разных регионах (на 2018 год).

3.   Если оценивать ДПМ по КИУМ, то ситуация плачевная, три к одному, то есть в среднем за 2016-2019 гг. на один эффективный объект генерации приходится три неэффективных.

4.   Согласно авторитетному мнению главы ПАО «Росснефть» И.И. Сечина, «за последние 10 лет накоплен ряд системных проблем в энергетике, повлёкших рост цены на электроэнергию, достигший более 200%. При этом прирост установленной мощности за тот же период превысил рост спроса в два раза, что привело к снижению коэффициента использования установленной мощности. Однако, вся генерация, включая невостребованную и неэффективную, продолжает получать плату за мощность.

Согласно принципу маржинального ценообразования все поставщики продают энергию по цене последнего, наименее эффективного генератора.

Представляется крайне важным исключить договора на поставку мощности для проектов, осуществляемых с привлечением бюджетных средств».

5.   В качестве главных критериев, по которым следует отбирать альтернативные механизмы инвестирования в энергетике, выделю безопасность и независимость. Это полностью отвечает нынешним реалиям, но отражает только необходимую составляющую. Вторым критерием является эффективность (энергетическая и экономическая). Добавив второй критерий, получим механизм, обеспечивающий грамотное функционирование энергетической системы.

6.   Многие станции работают в убыток, так как не работать не могут. Преимущество совместной выработки тепла и электроэнергии отходит на второй план, так как механизм, призванный когда-то, снизить тарифы и обеспечить надёжность, свои задачи не выполнил.

При текущей цене на электроэнергию, примерно в 6 раз ниже, чем у немцев или англичан, и несопоставимом с ними уровне оплаты труда среднестатистический гражданин нашей страны может позволить себе в 1,5 раза меньше (в кВт), чем тот же немец.

Многим генераторам выгодно покрывать собственные нужды от сторонних источников, а не покупать у поставщиков, несмотря на договорённости. В сложившейся ситуации часто ставят котельные и генерируют электроэнергию кустарно, чтобы сэкономить.

7.   Задача автора статьи – обратить внимание на актуальность данной проблемы даже в нынешнее время.

Нельзя забывать о принципах устойчивого развития, даже если всё «и так работает», особенно, если работает плохо.

Если нет возможности отказаться от ДПМ, то, как минимум, механизм следует доработать. При этом сделать акцент не только на экономическую составляющую (привлечение инвестиций), но и на энергетику (инновации). Поскольку речь о долгосрочных договорах, можно создать в них конструкцию, позволяющую параллельно развивать технологии, которые обладают высоким потенциалом. Необходима более системная проработка данного вопроса: запросить информацию о состоянии объектов, выделить ресурсы (экспертную непредвзятую комиссию, которая проведёт энергоаудит объектов); не упрощать принцип получения оплаты, а расширить механизм так, чтобы была возможность финансировать инновационные технологии; не стремиться побыстрее завершить работы, а провести больше аналитики; закрепить в договоре не только обязательства покупателя, но и его право на выбор.

 

Источник информации сайт НП «Российское Теплоснабжение» 

С полным текстом статьи можно ознакомиться по ссылке.

#Новостичленовассоциации