Программа модернизации объектов энергогенерации по схеме ДПМ-штрих требует тщательной разработки критериев отбора. Главные задачи, кроме требования продления ресурса – добиться повышения экономической и экологической эффективности генерации при соблюдении

После нескольких лет обсуждений и скрупулезной проработки правительство наконец решилось начать новую волну модернизации российской тепло- и электрогенерации - так называемую ДПМ-штрих. Сейчас Минэнерго готовится к проведению новых конкурсов, на которых оно отберет самые экономичные и эффективные проекты.

Российские энергетики завершают масштабнейшую в новейшей истории России программу модернизации мощностей, так называемую ДПМ, запущенную еще в 2009 году. Результаты налицо - за время ее реализации введено порядка 30 тыс. МВт новой мощности, удалось обновить еще порядка 12–15% генерации.

Программа, впрочем, прошла не без критики: говорили о том, что объекты были построены не там, где это требовалось. Проанализировав обстановку на рынке и изучив недочеты прошлой программы, Минэнерго решилось на новый этап обновления мощностей, получивший название «ДПМ-штрих».

Дело в том, что даже после первой ДПМ российская генерация требует дальнейшего обновления - при среднем возрасте 34 года немецкие электро- и теплостанции моложе наших на 11 лет, а китайские - и вовсе на 23 года. Стало очевидно, что без новой модернизации более 50% мощностей ЕЭС России переступят 50-летний порог к 2029 году. По данным Института энергетических исследований РАН (ИНЭИ РАН), в 2014 году более 90 ГВт паротурбинных блоков уже выработали парковый ресурс. В целом модернизация позволит продлить срок работы электростанций на 15–20 лет.

Для потребителя новая модернизация на первый взгляд может быть созвучна повышению тарифов, но это совсем не так: в новой концепции, учитывающей все минусы прошлого ДПМ, ключевым принципом будет неувеличение платежей потребителей и тарифообразование в пределах инфляции. Как раз сейчас правительство РФ формулирует принципы отбора проектов для участия в программе до 2031 года. Предполагается, что их реализация может начаться с 2022 года.

Что же касается нас, генераторов, то для отрасли новый этап обновления равнозначен, а во многом и превышает тот эффект, который нам удалось достичь в первую волну модернизации. Для сравнения: если за время первого ДПМ нам удалось ввести 31 ГВт мощностей, то новая программа масштабнее прошлой как минимум на 8 ГВт. При этом новые вводы обойдутся в 1400 млрд рублей, что на 300 млрд рублей дешевле первой волны модернизации. Это, кстати, даст эффект не только для компаний, но и для экономики в целом - по расчетам ассоциации «Совет производителей энергии», реализация программы ДПМ-2 позволит профинансировать разные отрасли экономики России на 1,6 трлн рублей. Потребители, в свою очередь, получат более длительные гарантии на энергоснабжение от новых мощностей - 16 лет вместо 10 лет по первой программе ДПМ - и, что важно, не будут переплачивать за энергию, так как нынешняя программа модернизации предполагает конкурсный отбор по наименьшей себестоимости выработки.

Мы рассчитываем, что первые конкурсы при активной позиции Минэнерго могут пройти уже в этом году, и думаем, что среди наших активов в новой волне модернизации должны принять участие не менее 11 электростанций. В том числе и те, что питают города федерального значения - Москву и Санкт-Петербург.

К примеру, на Автовской ТЭЦ (ПАО «ТГК-1»), находящейся в Санкт-Петербурге, наработка турбин, которые планируется модернизировать, уже достигла 270 тыс. часов при парковом ресурсе всего 220 тыс. часов. Между тем только эта ТЭЦ обеспечивает теплом и светом более миллиона человек и множество крупных предприятий в одних из самых загруженных с точки зрения потребления районов города. Обновление ТЭЦ сэкономит существенные средства для города - ее водопотребление сократится как минимум на 80%, а средний удельный расход топлива (УРУТ) на производство электроэнергии - на 10%.

К тому же, позитивные примеры подобной модернизации уже имеются, к примеру, в Челябинской (Троицкая ГРЭС), Вологодской (Череповецкая ГРЭС) и Свердловской областях (Серовская ГРЭС). На последней, питающей крупный Серовский завод ферросплавов, старые энергоблоки к началу реализации первой программы ДПМ выработали свой ресурс более на чем 95%, а общая наработка турбин достигала рекордных 408 тыс. часов при ресурсе 270 тыс. часов. Затраты при этом едва ли были конкурентоспособными. Результаты модернизации были впечатляющими - при упавших более чем на 50% расходах на выработку выбросы загрязняющих веществ сократились сразу на 80%.

Очевидно, что завершающаяся программа ДПМ доказала свою эффективность: темп роста цены на электроэнергию сейчас заметно отстает от темпа роста цены на топливо. В то же время, объектов, подобных Автовской ТЭЦ или Серовской ГРЭС, по данным ИНЭИ РАН, на сегодняшний день еще достаточно много, и с каждым годом их количество будет только расти. В этой связи отрасль очень остро нуждается в новой волне обновления. По оценке аналитиков «Ренессанс Капитала», единственным реальным выходом из ситуации остается ДПМ-штрих, что в том числе поможет восполнить огромные объемы старых закрывающихся мощностей и сохранить уже привлеченные в отрасль инвестиции. В итоге благодаря снижению платы за новые мощности и замедлению роста конечных цен по сравнению, к примеру, с ценами на топливо, экономический эффект для ВВП, экономики страны и населения превысит 2,5 трлн рублей.

Договоры на поставку мощности выполнили основную задачу: дефицит генерации России не грозит. ДПМ-бум принёс неожиданную проблему – мощности стало слишком много, и сегодня рынок озабочен выводом, а не вводом энергоблоков. Но рано или поздно в РФ потребуется делать новый виток инвестиций в генерацию, и каким может быть новый механизм «после ДПМ» – в нашей теме номера.

Ответ на угрозу

Система договоров на поставку мощности, ДПМ, была разработана как ответ на угрозу дефицита энергомощностей в экономике. Пожалуй, только ленивый не слышал про «крест Чубайса»: график, который показывал кризис с наличием генерирующих мощностей уже во второй половине 2000-х годов.

В 2006 году рост энергопотребления составил беспрецедентные в истории новой России 4,6%. «Эту цифру взяли как прогноз, и Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики был утверждён средний рост на уровне 4,3% в год. К 2014 году потребление должно было вырасти на 40% к факту 2007 года», – напомнила член Наблюдательного совета НП «Совет рынка» Александра ПАНИНА на конференции «Электроэнергетика России».

Цифра

3,6 трлн рублей было вложено в строительство новых генерирующих мощностей в России в 2008 – 2014 годах

На основе этого прогноза была сформирована программа строительства новых мощностей, которую продали инвесторам вместе с контролем в генерирующих компаниях. В системе ДПМ государство гарантировало инвесторам достаточно быстрый и доходный возврат вложений, одновременно введя систему штрафов за непоставку мощности в срок. ДПМ стимулировали серьёзную инвестиционную активность в отрасли: на её пике в 2011 году годовые инвестиции в развитие генерации достигли 603,2 млрд рублей. Всего же в период 2008–2014 годов, по данным Минэнерго, в строительство новых генерирующих мощностей в России было вложено более 3,6 трлн рублей. В результате за достаточно короткий период установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМ увеличилась более чем на 20 ГВт.

Оборотная сторона медали

Но вместе с собой ДПМ-бум принёс неожиданную проблему: мощностей стало слишком много. Всё дело в том, что фактическая ситуация сильно разошлась с прогнозом. По планам, под которые формировалась программа ДПМ, потребление электроэнергии в 2014 году должно было составить 1380 млрд кВт·ч. По факту последние несколько лет спрос держится на уровне 1060 млрд кВт·ч. «Факт существенно разошёлся с планом: разница между прогнозом-2008 и фактом потребления электроэнергии в 2014 году составила 30%, что эквивалентно годовой выработке ТЭС мощностью 61 ГВт с КИУМ 60%», – сказала Александра ПАНИНА. По данным НП «Сообщество потребителей электроэнергии», избыток мощностей сегодня – около 20 ГВт.

Цифра

Более чем на

20 ГВт увеличилась установленная мощность энергосистемы страны только за счёт проектов ДПМ

Слишком много генерации невыгодно иметь ни потребителям, ни генераторам. Потребители вынуждены оплачивать избытки. Генераторы же страдают по двум фронтам: во-первых, из-за профицита мощности снижается цена на конкурентном отборе (КОМ на 2016 год привёл к сокращению средневзвешенной цены в первой ценовой зоне на 7,8% по сравнению с 2015 годом). И во-вторых, большое количество дешёвого предложения ДПМ-блоков влияет на цену на рынке на сутки вперёд (РСВ). Так, по оценкам «Системного оператора», сегодня более 20 ГВт подают на РСВ ценопринимающие заявки, то есть генераторы готовы работать по любой цене, даже в убыток.

Давайте попозже

К настоящему моменту по программе ДПМ осталось ввести 7,6 ГВт мощностей, и генерирующие компании предпринимают всё возможное, чтобы повысить эффективность оставшихся проектов. Начали с обмена проектами между собой. В этом году «Т Плюс» (ранее «КЭС-Холдинг») передал обязательства по Новоберезниковской ТЭЦ татарской «Генерирующей компании». «Интер РАО» заинтересовано забрать ДПМ-обязательства на десятый блок Серовской ГРЭС у «Газпром энергохолдинга» и построить мощность на своей площадке в Верхнем Тагиле. В свою очередь, с регуляторами пытаются договориться о сдвиге сроков ввода вправо и отказе от штрафов. «Объём желаемых переносов – более 4,5 ГВт», – сообщили «Энергии без границ» в Ассоциации НП «Совет рынка». В ноябре стало известно, что «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) вообще готов отказаться от одного из ДПМ-проектов, взамен требуя освобождения от штрафов по другим объектам. Этот вопрос обсуждался у вицепремьера Аркадия ДВОРКОВИЧА, в материалах к совещанию говорилось, что в случае отмены ДПМ ГЭХ должен вернуть средства, полученные целевым образом на новые стройки при покупке активов. По сообщению «Коммерсанта», около 13 млрд рублей, «согласно логике системы ДПМ, должны быть изъяты путём взыскания так называемого эмиссионного штрафа» в пользу потребителей энергорынка.

Вопросы отмены или изменения ДПМ всегда выносятся на самый высокий уровень: обязательства закреплены постановлением правительства, и чтобы их изменить, нужен соответствующий акт. Кроме того, в договорах в качестве одной из сторон участвуют потребители – и они тоже должны согласовать параметры изменения обязательств. «Эта тема находится не только в сфере принятия решения правительством или министерством, но в некотором смысле это вопрос, на который должен ответить рынок, так как договоры ДПМ двусторонние и потребители тоже участвуют в этом процессе», – пояснял замглавы Минэнерго Алексей ТЕКСЛЕР в интервью ТАСС.

Мавр сделал своё дело

Программа ДПМ при всех её недостатках позволила успешно выполнить свою цель – ввести в эксплуатацию более 20 ГВт генерирующих мощностей на ТЭС, включая манёвренное оборудование. Опасность дефицита мощностей («креста Чубайса») на время ушла в прошлое, говорят эксперты.

Потомственная энергетика

Южноуральская ГРЭС-2 стала одним из проектов, реализуемых Группой «Интер РАО» в системе ДПМ. Два энергоблока новой станции были введены в 2014 году, в феврале и ноябре, сейчас установленная мощность ГРЭС-2 – 834 МВт.

До выполнения инвестиционной программы по строительству новой станции на близлежащей территории действовала Южноуральская ГРЭС – одна из первых в стране тепловых электростанций проектной мощностью 1000 МВт, запущенная ещё в 1952 году. Сегодня установленная электрическая мощность электростанции меньше проектной: 782 МВт. Более полувека обеспечивая регион энергией, станция отчасти перестала отвечать современным требованиям.

Ввод новой станции в среднесрочной перспективе позволит вывести из эксплуатации неэффективную неблочную часть оборудования Южноуральской ГРЭС без потерь, не снижая объёма выработки электроэнергии и суммарной установленной мощности. Уже с 2016 года прекратит работу четвёртый турбоагрегат мощностью 35 МВт.

«В основной части ЕЭС можно ожидать инвестиционной паузы в тепловой генерации. Все генерирующие компании планируют сокращение инвестиционных программ на 30–50% от уровней 2014–2015 годов в ближайшее время», – прокомментировала «Энергии без границ» главный эксперт Центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья ПОРОХОВА. Новые вводы запланированы только в атомной энергетике и в отдельных регионах, где требуется решать локальные задачи по развитию энергосистемы, – на Дальнем Востоке, в Калининграде.

О развитии энергетики в Калининграде правительство задумалось в 2014 году. Нужно было сделать регион энергонезависимым: соседние страны стали пугать возможностью отказа от параллельной работы энергосистем, что могло бы привести к проблемам с энергоснабжением области. В октябре этого года утвердили перечень генерации, которая будет возведена там до 2019 года, – три газовые ТЭС и одна угольная суммарной мощностью до 1 ГВт. Для финансирования придумали схему, похожую на ДПМ, но с более мягкими условиями для инвестора (которым является ООО «Калининградская генерация», «дочка» «Роснефтегаза»). Субсидировать эти мощности будут через надбавку к цене на мощность станций «Интер РАО – Электрогенерация» для потребителей первой ценовой зоны.

Источники финансирования энергетических строек на Дальнем Востоке пока не согласованы (за исключением 50 млрд рублей бюджетных средств, которые выделяет правительство напрямую «РусГидро»). Минвостокразвития предложило так же, как в Калининграде, переложить нагрузку на оптовый рынок, но против этого и генераторы, и потребители, и регуляторы энергорынка. «Невозможно больше грузить оптовый рынок», – говорил глава «Совета рынка» Максим БЫСТРОВ в октябре.

Не ввод, а вывод

Ввод в строй новых мощностей при стагнации электропотребления создаёт для регуляторов отрасли условия передышки, говорят эксперты. «Избыток мощности в ЕЭС позволяет вывести из эксплуатации наиболее изношенные генерирующие объекты, а разработкой новых механизмов привлечения инвестиций в генерацию теперь можно заняться спокойно, не в авральном режиме», – сказал «Энергии без границ» аналитик Института проблем естественных монополий (ИПЕМ) Алексей ФАДДЕЕВ.

Действительно, самым острым вопросом в секторе сейчас является не ввод новых, а вывод старых. По оценкам Александры ПАНИНОЙ, в 2016 году на опте будет более 17 ГВт лишних мощностей. Минэнерго обсуждает с генераторами различные варианты вывода и консервации электростанций (консенсус пока не найден). Но правила проведения КОМ уже стимулируют поставщиков выводить мощность с опта. «В новой модели КОМ цена мощности тем выше, чем меньше отобранный объём, таким образом у поставщиков появляется прямой стимул снижать объём предложения, консервируя или выводя из эксплуатации неэффективную, приносящую убытки мощность», – сказали в «Совете рынка».

Итоги КОМ показали, что на 2016 год для отбора генкомпании не стали подавать заявки на 4 ГВт, – вероятно, это тот объём, который хотят вывести. О планах по выводу 1,5 ГВт заявлял «Газпром энергохолдинг». «Интер РАО» уже с 2016 года намерено закрыть 831 МВт и рассматривает возможность вывода ещё 3,7 ГВт, сообщил в октябре генеральный директор «Интер РАО – Управление электрогенерацией» Тимур ЛИПАТОВ.

В поисках инвестиций

Но проблема не решена навсегда: по данным Энергетического института им. Кржижановского, возраст более 52% тепловой генерации ЕЭС России превышает 30 лет, а 7% станций ещё старше. ТЭЦ стареют и рано или поздно их придётся заменить новыми. Кроме того, проект Энергостратегии до 2035 года предполагает, что к 2035 году генерации в России должно стать больше на 30–60 ГВт (часть из них АЭС и ГЭС). Документ также говорит о необходимости разработки нового механизма привлечения инвестиций в электроэнергетику и теплоснабжение «с целью упорядочивания инвестиционного процесса в 2016–2020 годах и последующие годы».

Так каким может быть этот механизм? Во-первых, он должен компенсировать инвестиции на возведение генерации за обозримый срок, считает Алексей ФАДДЕЕВ. Во-вторых, давать приемлемый рост цен, который позволит уложиться в обозначенную Минэкономразвития динамику конечной стоимости электроэнергии. В-третьих, стимулировать конкуренцию между генерирующими компаниями и иметь долгосрочный характер. «Механизм ДПМ удовлетворял только первым двум условиям. Это была разовая акция, а никакой конкуренции между генкомпаниями не было: они были поставлены перед разработанным перечнем объектов, которые каждая приватизируемая компания должна возвести», – напомнил эксперт.

По его мнению, в качестве базового подхода может быть использован механизм гарантирования инвестиций – МГИ, который обсуждался вплоть до начала 2010 года. Тогда предполагалось, что регуляторы (Минэнерго, «Системный оператор» и т. д.) определят необходимый объём резерва мощности, площадки для строительства генерирующих объектов и сроки ввода, как в механизме ДПМ. Кроме того, должна быть определена предельная стоимость проекта. МГИ разрабатывался как рыночный инструмент: каждый проект строительства должен был разыгрываться между генкомпаниями в формате аукциона с понижением цены. Теоретически такой механизм является долгосрочным: можно проводить подобные конкурсы на различные площадки каждый год, как это осуществляется сейчас в отношении объектов ВИЭ-генерации. «Таким образом, концепция МГИ удовлетворяет всем четырём описанным требованиям и является наиболее предпочтительным решением в современных условиях», – считает Алексей ФАДДЕЕВ.

В свою очередь Наталья ПОРОХОВА считает, что по мере стабилизации экономической ситуации основным направлением инвестиций в тепловой генерации станет модернизация, что позволит повысить эффективность большей части мощностей.

Несколько лет назад генкомпании пытались договориться с правительством о модернизации за счёт потребителей (то есть возвращать инвестиции за счёт дополнительной нагрузки на оптовый рынок). Но сегодня опт и так «трещит по швам» из-за всех обязательств, которые на него возложили, – тепловые ДПМ, ДПМ АЭС и ГЭС, «вынужденные генераторы», Калининград. Поэтому крайне маловероятно, что регуляторы согласятся навесить на опт ещё и модернизацию. Так что делать генкомпаниям это придётся самим, руководствуясь рыночной логикой. Например, «Интер РАО – Управление электрогенерацией» ведёт точечную работу по повышению эффективности существующего оборудования, включая в инвестиционные программы реконструкции и модернизации те элементы, которые выгодно реализовать в текущих рыночных условиях.

«Инвестиционная передышка» в электроэнергетике и идущее сейчас публичное обсуждение Энергетической стратегии до 2035 года – самое удобное время оживить дискуссию о том, что придёт (и придёт ли) на смену ДПМ.

Без малого два года назад энергетическую компанию ТГК-16 возглавил Эдуард Галеев, ранее работавший директором РДУ Татарстана. За это время предприятию удалось реализовать значимый не только для республики, но и для всей страны проект - запустить уникальный энергоблок мощностью 400 МВт на Казанской ТЭЦ-3. «Реальное время» решило узнать у нового руководителя о том, каких еще результатов удалось достичь компании. Об изменениях на станциях, новом режиме работы и реформировании отрасли Эдуард Галеев рассказал в интервью.

«Тарифы ТГК-16 были и остаются ниже тарифов «Татэнерго»

- Эдуард Геннадьевич, прошло почти два года с того момента, как вы возглавили ТГК-16. Каких результатов удалось достичь вам и ТГК-16 за это время?

Этот период прошел для ТГК-16 очень интенсивно и достаточно успешно. 2017 год мы завершили с прибылью более 2 млрд рублей. Считаю, что результаты получились неплохими, особенно учитывая, что наши тарифы на тепло остаются самыми низкими в Татарстане. Парадокс, с момента образования ТГК-16 прошло уже почти восемь лет, а наши тарифы до сих пор остаются ниже того уровня, по которому промышленные предприятия республики приобретали тепло у «Татэнерго» еще до 2010 года, и остаются самыми низкими в Республике Татарстан.

Низкие тарифы позволили нашим потребителям нарастить производство и, соответственно, увеличить потребление энергоресурсов. При этом если говорить о предприятиях Группы «ТАИФ», то рост потребления энергоресурсов идет на фоне постоянно реализуемых ими мероприятий по энергосбережению. Совершенствуются производства, уменьшаются расходные коэффициенты на потребление тепловой энергии, уменьшаются потери тепла через тепловую изоляцию тепловодов. Тем не менее отпуск тепла потребителям с отработанным паром от паровых турбин за эти годы на станциях ТГК-16 вырос более чем на 25%. Это связано с тем, что увеличился отпуск продукции на существующих производствах промышленных предприятий, осуществлен ввод новых производств, выработка необходимой тепловой энергии полностью переведена на КТЭЦ-3. Собственные котельные установки предприятий остановлены и законсервированы.

- Несмотря на некоторые сложности, все же 2017 год для компании прорывной. Запущенная летом ГТУ стала важной вехой и для ТГК-16, и, несомненно, для энергетики Татарстана. Как сейчас работает турбина?

- Однозначно, первая половина 2017 года прошла для всей нашей команды под знаком завершения реализации проекта строительства газотурбинной установки на КТЭЦ-3. Мы вложили в этот проект много сил и энергии. И общими усилиями с компанией General Electric (нашим генеральным подрядчиком) нам удалось завершить строительство энергоблока, ввести его в коммерческую эксплуатацию в запланированный срок и показать желаемые результаты. Более того, по результатам испытаний мы смогли получить параметры энергоблока выше законтрактованных. Вместо указанных в контракте 389 МВт газовая турбина несет нагрузку в среднем 405 МВт. В процессе наладки при соответствующих температурах наружного воздуха мощность ГТУ достигала 425 МВт. Что отрадно, технико-экономические параметры ГТУ стабильны и соответствуют всем нормам и техническим условиям, а коэффициент полезного действия комбинированного производства тепловой и электрической энергии достигает 85%.

Положа руку на сердце, признаюсь, у нас были определенные волнения за проект. Обычно, по опыту наших коллег из других энергокомпаний, когда вводится такое сложное оборудование, тем более совершенно новое, идет длительный период его освоения и наладки, случается очень много аварийных остановов, отказов. Не хочу сглазить, но у нашего энергоблока период «детских болезней» оказался достаточно коротким. Сейчас машина работает надежно. Надо отдать должное GE, наша установка находится под постоянным сопровождением инженерного центра компании, любые вопросы и проблемы сразу берутся в проработку по схеме «круглосуточно семь дней в неделю» и в кратчайшие сроки выдаются рекомендации по их решению. Мало того, мы получаем много рекомендаций на опережение, чтобы превентивно отработать, не допуская аварийных ситуаций. Для этого у нас установлен специально разработанный программно-технический комплекс предиктивной аналитики, входящий во вновь разработанную компанией GE в рамках концепции Индустрия 4.0 платформу Predix. Сейчас мы уже думаем, как дальше усовершенствовать нашу машину, чтобы не допускать снижения ее мощности в жаркий период. Надеемся до конца апреля получить конкретные предложения от GE. Кроме того, в перспективных планах - модернизация проточной части турбины для повышения установленной мощности и эффективности ГТУ.

Выработка электроэнергии увеличилась почти в три раза

- Среди представителей энергоотрасли идет достаточно споров о том, что подобные проекты невозможно окупить без механизмов дополнительной поддержки. В частности, без программы ДПМ (Договор о предоставлении мощности - специальный нерыночный механизм, предназначенный для ввода новых объектов генерации. Он подразумевает заключение поставщиками и покупателями агентских договоров. Заключая договор, поставщик принимает на себя обязательства по строительству и вводу в эксплуатацию новых генерирующих объектов. В свою очередь, поставщику гарантируется возмещение затрат на строительство генерирующих объектов через повышенную стоимость мощности, которую оплачивает потребитель, - прим. ред.). Как вам это удалось?

- Действительно, очень многие коллеги задают нам вопросы: «Зачем вы в это ввязались?» и «Как вы собираетесь окупить проект?» Здесь все достаточно ясно и прозрачно. Перед тем как войти в проект, была проведена серьезная работа по оптимизации технологической схемы нового энергоблока, его интеграции с действующей станцией, а также стоимости его строительства. Это было важно для того, чтобы ввод нового оборудования не лег непосильным бременем на потребителей тепла, а также чтобы максимально оптимизировать затраты на его создание. Переговоры с потенциальными подрядчиками шли непросто, но мы смогли найти взаимоприемлемые параметры контракта. Поэтому и смогли получить хорошую цену. Удельная стоимость нашего проекта составила 535 евро за киловатт. Это учитывая проценты на инвестфазе и затраты на схему выдачи мощности. Это стало возможным благодаря тщательному планированию инвестиционного проекта. И, как говорится, результат налицо. Как шутят наши коллеги из других энергосистем, стоимость проекта ГТУ на КТЭЦ-3 - неприлично низкая.

Кроме того, не секрет, что очень большая доля затрат при эксплуатации энергоблоков с ГТУ является затратами на их сервисное обслуживание и ремонт. Поэтому еще на этапе контрактных переговоров по ЕРС-контракту (EPC - строительство «под ключ», - прим. ред.) было принято решение сразу определиться со стоимостью сервиса. В итоге нам удалось договориться и зафиксировать на оптимальном для нас и генерального подрядчика уровне стоимость и объем сервиса газовой турбины на ближайшие 10 лет. При этом мы смогли убедить наших партнеров, чтобы все модификации оборудования и частей, которые необходимо проводить на ГТУ для обеспечения ее надежности, в гарантийный период выполняются за счет подрядчика. Вместе с тем он гарантирует нам показатели по надежности ГТУ. Все это позволило существенным образом оптимизировать стоимость жизненного цикла ГТУ и затраты на ее содержание. В итоге мы получили показатели окупаемости проекта, приемлемые для акционера компании.

- После запуска турбины прошло более полугода. Как изменилась работа станции за это время?

- Уже сейчас можно говорить о том, что мы выработали в 2017 году по Казанской ТЭЦ-3 в два с половиной раза больше электроэнергии, чем за аналогичный период 2016 года. И это на фоне примерно такого же отпуска тепла от Казанской ТЭЦ-3, как и в прошлом году. К сожалению, мы пока так и не смогли добиться увеличения отпуска тепла с горячей водой населению Казани до уровня хотя бы 1,5 млн Гкал в год, как было еще несколько лет назад. Несмотря на этот негативный фактор, эффективность нашей станции улучшилась более чем на 30%. Так, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии в целом по станции (количество сжигаемого топлива для получения одного киловатт-часа электроэнергии, - прим. ред.) на конец 2016 года составлял 310 грамм на киловатт-час, а сейчас у нас в целом за прошлый год 244 г/ кВт⋅ч. Показатель среднегодового удельного расхода самой ГТУ составляет порядка 156 г/ кВт⋅ч. И это при том, что турбина находится в коммерческой эксплуатации только с 1 июня. Мы надеемся, что в этом году наши результаты будут еще лучше.

Хочу отметить, если бы мы опоздали с запуском и реализацией этого проекта, ситуация на КТЭЦ-3 была бы очень непростой. Дело в том, что цены на электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии последние пару лет не растут даже на фоне роста цен на топливо, а в 2017 году вообще сильно упали. Это связано с вводом новых эффективных мощностей в энергосистеме России, переходом энергокомпаний на физический метод разделения затрат при формировании себестоимости тепловой и электрической энергии, а также с длительным периодом паводка в 2017 году. Паводок был продолжительным, а лето дождливым, поэтому большая приточность рек Камско-Волжского бассейна фактически закончилась только в августе. Из-за этого на рынке увеличилась доля выработки электроэнергии от гидроэлектростанций. Как следствие, на оптовом рынке цена электроэнергии в этот период снизилась в среднем на 100 рублей за МВт⋅ч. Стоит сказать, что в текущий момент с удельными расходами на отпуск электроэнергии выше 300 г/кВт⋅ч на опте (оптовом рынке мощности, - прим. ред.) вообще делать нечего, и без наличия высокоэффективной генерирующей мощности КТЭЦ-3 было бы непросто конкурировать на рынке электроэнергии.

- Раз зашел разговор об эффективности ТЭЦ, не могу не спросить, как вы видите реформу теплоснабжения?

- Мне всегда была близка эта тема, как и вопросы производства электроэнергии. Работая еще в диспетчерской службе энергосистемы Татарстана, мы занимались планированием режимов работы электростанций с учетом их отпуска тепла, так как задача РДУ как раз и состоит в том, чтобы обеспечить максимальную выработку электроэнергии в комбинированном режиме. Естественно, что она существенным образом зависит в том числе от правильно собранной схемы распределения тепловых нагрузок теплосети между электростанциями и самим гидравлическим режимом тепловых сетей, оптимальным соотношением температуры прямой и обратной теплосети.

Сейчас, по моему мнению, происходят тектонические сдвиги в законодательстве о теплоснабжении. Они, с одной стороны, должны обеспечить прозрачность ценообразования, но в то же время несут и определенные риски. Правильность наших опасений мы уже можем наблюдать на примере ситуации с загрузкой ТЭЦ-3 в Казани, когда единая теплоснабжающая организация (ЕТО), фактически пользуясь своим доминирующим положением, занимается произволом и позволяет себе нарушать закон, загружая собственные котельные вместо источника с комбинированной выработкой тепла и электроэнергии, где к тому же еще и тариф минимум на 30% ниже. В этой связи, помимо всего прочего, в каждом конкретном случае, в каждом конкретном муниципальном образовании важно найти именно ту схему взаимодействия ЕТО с другими участниками рынка теплоснабжения, чтобы могли сформироваться именно рыночные условия без какого-либо ручного управления.

Если брать, к примеру, Казань, то здесь важно найти схему взаимодействия игроков теплового рынка, в принципе исключающую конфликты, подобные текущим. В моем понимании и понимании моих коллег, оптимальным могло бы стать разделение в Казани деятельности по производству тепловой энергии и ее транспортировке, аналогичное принятому в электроэнергетике. То есть тепловые сети должны быть выделены в отдельную компанию, с существенной долей собственности у муниципального образования, которое и будет в конечном итоге отвечать за качественное теплоснабжение своих жителей. А теплогенерирующие компании будут конкурировать, чтобы продать тепло от своих теплоисточников по самым оптимальным тарифам. Тогда сразу заработают механизмы оптимизации их структуры, вывода избыточных и устаревших энергетических мощностей, котельных и так далее.
Более того, это позволит расширить сети централизованного теплоснабжения за счет их объединения с локальными изолированными сетями. Плюс из работы будут выведено огромное количество котельных, так как теплосетевая компания будет заинтересована развивать тепловые сети и увеличивать закупки тепла от более дешевых теплоисточников. Очень важно выработать механизмы, которые бы жестко обязали ЕТО исполнять обязательства по развитию системы теплоснабжения, выполнять инвестиционные программы. Нужно, чтобы ЕТО развивала тепловые сети. Это важно, чтобы увеличить загрузку электростанций и довести ее до максимума. Важна роль и муниципальных властей, и Федеральной антимонопольной службы. К маю-июню должны выйти все необходимые подзаконные акты. Единая теплоснабжающая организация, которая при переходе на новое ценообразование по принципу альтернативной котельной получит огромные полномочия, должна получить и огромный пласт обязанностей, определенных обновленной схемой теплоснабжения. Нужно понимать, что статус единой теплоснабжающей организации накладывает на тебя определенный уровень ответственности, а не одни сплошные бонусы.

«ДПМ - не единственное средство»
- Эдуард Геннадьевич, вы долгое время проработали в РДУ Татарстана. Сейчас возглавляете компанию, которая снабжает тепло- и электроэнергией крупные промышленные предприятия республики. В этой связи интересно ваше видение грядущей в энергетике программы ДПМ-2. Как бы вы ее оценили?

- Обновление мощностей российской энергетике нужно. С этим не поспорить. Вопрос лишь в том, какие механизмы создаются для этого обновления. Не секрет, что при первой программе ДПМ было построено много энергообъектов в тех местах, где они фактически не были нужны. Вторая программа должна эти ошибки учесть и не допустить.

Главная беда ДПМ-1 была в том, что она была полностью оторвана от рынка тепловой энергии. В итоге генерирующие мощности построили в том числе и в тех местах, где фактически отсутствует спрос как на электрическую энергию, так и на тепло. Сейчас эти современные блоки простаивают или недозагружены. По данным совета потребителей электроэнергии, четверть энергоблоков построенных по программе ДПМ-1 имеют коэффициент использования установленной мощности менее 40%! Кроме того, стоимость проектов оказалась очень высокой. Это связано с тем, что при ДПМ не были фиксированы предельные стоимости по проектам, определили лишь комфортные для генерирующих компаний удельные показатели стоимости строительства на киловатт установленной мощности и тарифы на мощность, с лихвой покрывающие все возможные и невозможные затраты. Все это легло огромным бременем на потребителя. Плюс постоянно вводятся различные дополнительные надбавки к тарифам на мощность: на строительство генерирующих мощностей в Крыму, в Калининграде, на Дальнем Востоке, на развитие ветряков и строительство мусоросжигающих заводов. Естественно, что сейчас потребители настороженно относятся к любой дополнительной программе модернизации генерирующих мощностей, тем более с аббревиатурой ДПМ.

С точки зрения производителей энергии и чиновников, логика, конечно, понятна. У них уже есть опробованный механизм, который нужно лишь чуть-чуть отшлифовать, а дальше запустить. И голова болеть не будет. Но особенность в том, что вводные, которые сейчас идут по программе ДПМ, кардинально отличаются от тех, которые были в первой программе.

- В чем разница?

- Во-первых, сейчас речь идет о модернизации существующих востребованных мощностей. Более того, мы говорим о модернизации с применением российских технологий. Срок окупаемости проектов должен составить от 15 до 20 лет. Между тем в основном подразумевается модернизация устаревшего и отработавшего свой ресурс оборудования паросилового цикла или, проще говоря, паровых турбин и энергетических котлов. Строительство новых мощностей с применением технологий парогазового цикла практически не предусматривается. Это, в первую очередь, связано с тем, что у нас в России не производятся мощные надежные и эффективные газотурбинные установки. Исключение составляет лишь совместное предприятие с «Дженерал Электрик» по сборке турбины 6FA мощностью 76 МВт и лицензионное производство с компанией «Сименс» турбин SGT-2000 Е мощностью 160-180 МВт. Но в силу определенных внешнеполитических проблем сейчас также есть ограничения на использование этих технологий.

И получается, что мы должны модернизировать только паровые турбины и котлы, которые были установлены много лет назад. То есть обеспечить функционирование морально устаревшего оборудования еще лет на 20. Фактически это приведет к консервации существующего научно-технического развития и эффективности российской энергетики. В Татарстане показателен пример с Заинской ГРЭС. В 2017 году средний годовой показатель удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии по России опустился ниже 300 г/ кВт⋅ч. По Заинской ГРЭС для блоков с давлением 130 атмосфер среднегодовой наиболее эффективный показатель удельного расхода топлива не может быть ниже 340 г/ кВт⋅ч. Те решения по модернизации, которые сейчас предлагают наши и иностранные заводы без установки ГТУ, теоретически помогут снизить показатели Заинской ГРЭС до 320 г/ кВт⋅ч. Получается, что станция даже после модернизация останется неконкурентоспособной.

- Насколько я понимаю, аналогичная история и с паротурбинными установками на существующих ТЭЦ?

- Да. Они изначально были предусмотрены для комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Значит, рассматривать модернизацию в рамках некомбинированной выработки тепла и электроэнергии в принципе нельзя. Говоря по-простому, если нет у данной паровой турбины хорошей загрузки по теплу, то нет смысла ее модернизировать. Иначе в модернизацию будут вложены деньги, но при этом паровые турбины останутся неконкурентоспособными на рынке электроэнергии. Таким образом, модернизировать существующее оборудование ТЭЦ без анализа фактической его загрузки по теплофикационному циклу категорически нельзя! И по возможности модернизация должна предусматривать строительство газотурбинной надстройки с выводом неэффективных и невостребованных мощностей. Только так может быть достигнута эффективность модернизации.

Есть еще и другой аспект модернизации энергетики. В энергетической стратегии РФ, в прогнозе научно-технического развития ТЭК четко прописаны современные тенденции. А именно: развитие малой энергетики, распределенной энергетики, умных электрических сетей. В этой части получается, что роль большой энергетики снижается. И с позиции прогноза научно-технического развития у российского машиностроительного комплекса есть достаточно большие перспективы в области строительства генерирующих мощностей. В России уже начали выпускать надежные конкурентоспособные газотурбинные установки мощностью до 30 МВт. Это как раз ведет к развитию распределенной энергетики. Другое дело, необходимо вносить определенные изменения в нормативную документацию об энергетике и позволять собственникам этой независимой генерации работать не только для собственных нужд, но и продавать излишки энергии на оптовом или розничном рынках. Это существенным образом позволило бы обновить генерирующие мощности и, главное, не допустить ситуации, когда под программу ДПМ попадают никому не нужные мощности.

- При каких обстоятельствах тогда новая программа может быть эффективна?

- Во-первых, программа ДПМ в принципе не должна рассматриваться как единственное средство против старения энергетических мощностей в энергетике РФ. Это всего лишь один из механизмов. Притом рассматривать ДПМ, только проецируя на рынок электроэнергии, нельзя. Однозначно, решение о включении того или иного энергооборудования во вторую часть программы должно приниматься на основе комплексного анализа при наличии тепловых нагрузок. Четко должны быть обозначены и конечные показатели эффективности оборудования после модернизации. Оборудование в принципе не должно допускаться до ДПМ, если после модернизации его показатель удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии будет выше 300 г/ кВт⋅ч.

Во-вторых, мы считаем приоритетным при реализации включение в программу ДПМ строительство газотурбинных надстроек. Ведь во многих случаях только использование парогазового цикла позволяет в разы повысить эффективность станции.

В-третьих, должны быть созданы механизмы, которые позволяют собственникам крупных промышленных предприятий развивать собственную распределенную генерацию. И нужно создавать возможности, чтобы собственникам этой генерации было выгодно продавать избыточную электроэнергию на оптовом либо розничном рынке.

Только при таком комплексном подходе мы сможем без увеличения нагрузки на конечного потребителя существенным образом модернизировать наши энергетические мощности. К сожалению, сейчас мы не видим комплексного решения. Вся большая энергетика сосредоточилась на ДПМ-2. Есть жесткое противодействие потребителей. Но мы надеемся, что в итоге будет найдена общая позиция и это позволит начать модернизацию мощностей именно на рыночных условиях. Потому что только такие условия позволяют выбрать наиболее оптимальное как техническое, так и экономическое решение. ТГК-16 понимает это, как никто. Потому что мы работаем внутри промышленной группы, где есть и потребители, и производители электрической энергии. Каждое наше решение взвешивается с точки зрения его влияния как на наше предприятие, так и на надежность и экономику наших потребителей.

Минэнерго предприняло новую попытку изменить основной механизм возврата инвестиций в новую генерацию - договоры на поставку мощности. Первую попытку, растягивавшую договоры с 10 до 15 лет и снижавшую ежегодный объем выплат по ним, отрасль заблокировала. Теперь ведомство предлагает более сложную схему, которая формально сохраняет срок договоров, но, по оценке участников рынка и экспертов, представляет собой, по сути, легализацию первого варианта реформы. Энергетики также боятся, что у них будет меньше гарантий возврата инвестиций.

МОСКВА, 3 декабря (BigpowerNews) — Сегодня правительство вернется к обсуждению проблемы сроков и условий договоров поставки мощности (ДПМ, основной механизм возврата инвестиций в генерации), рассказали «Коммерсанту» три источника в отрасли. На совещании у вице–премьера Аркадия Дворковича могут принять проект постановления правительства, предложенный Минэнерго 10 октября и меняющий схему расчетов с владельцами новых ТЭС. Как следует из документа, пишет «Коммерсант» десятилетний срок повышенных платежей по ДПМ не будет меняться (сейчас по ним выплаты за мощность для новых ТЭС в несколько раз выше, чем у остального рынка), как и период окупаемости 15 лет. Но основное различие в размере выплат - на поздних сроках. Сейчас максимальные платежи компании должны получать с седьмого по десятый год работы станции (по сути, это сдвинутая на более ранний срок выплата за период с 11–го по 15–й год работы). Теперь такого повышения не будет, а в следующие пять лет доходы новой генерации будут каждый год устанавливаться заново - по правилам ДПМ и с учетом фактической прибыли на рынке электроэнергии (продажа реально выработанных киловатт–часов). Замглавы Минэнерго Вячеслав Кравченко в письме в аппарат правительства утверждает, что вносятся лишь «технические изменения». Но реально предложение Минэнерго означает растягивание выплат на 15 лет, считает источник газеты в отрасли. Перезаключение договоров не предполагается, а право регуляторов ежегодно пересматривать выплаты ставит под вопрос окупаемость проектов, заключает он.

ДПМ, подписанные в 2010 году, обещают ускоренный возврат инвестиций с доходностью около 14% годовых и штрафы за опоздания. Но осенью 2013 года при замораживании тарифов монополий ФСТ и Минэкономики предложили изменить договоры, напоминает издание. Как сообщалось в январе, Минэнерго хотело продлить выплаты по ДПМ до 15 лет, что, согласно анализу «Совета рынка», снизит платежи потребителей в 2014–2022 годах, но повысит в 2024–2032 годах, когда общие платежи по ДПМ должны вырасти с 2,65 трлн до 3 трлн руб. В ФСТ и Минэкономики поддержали идею Минэнерго.

Та схема вызвала разногласия среди участников рынка. Снижение средней конечной цены на электроэнергию составит всего 0,2 процентного пункта в 2016 году и 0,9 процентного пункта в 2017 году, говорили в НП «Сообщество потребителей электроэнергии» и предлагали компенсировать повышенные выплаты из ФНБ. Против были и те генераторы, кто зависел от заемного финансирования и не был связан с крупными банками, поясняет источник «Коммерсанта» в отрасли, в их числе «Квадра», Сибирская генерирующая компания, КЭС. При продлении ДПМ многим пришлось бы договариваться о новых условиях кредитования. В итоге Аркадий Дворкович поручил принять решение набсовету «Совета рынка», где фактически заблокировали пересмотр, рекомендовав сохранить десятилетний срок ДПМ.

Новые изменения механизма ДПМ позволяют корректнее рассчитывать цену, считают в Минэнерго. В ФСТ и Минэкономики подтвердили, что знакомы с предложениями Минэнерго, но свою позицию не объяснили. В НП «Совет производителей энергии» видят в схеме Минэнерго риск пересмотра решений правительства при очередном сдерживании энергоцен, поскольку закреплять параметры в самих ДПМ не планируется. Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка, мнение которой приводит «Коммерсант», считает, что Минэнерго пытается фактически легализовать 15–летний срок ДПМ, совокупные платежи по которому выше, чем в десятилетнем варианте, без переподписания договоров. Этот вариант еще более рискованный для инвесторов: нет гарантий, что правила не изменятся. «Постоянство условий реализации проектов ДПМ являлось залогом эффективности этого механизма»,- соглашаются в КЭС. Директор НП «Сообщество потребителей энергии» Василий Киселев замечает, что, «несмотря на мнение рыночного сообщества, Минэнерго предлагает фактически продлить срок действия условий ДПМ с 10 до 15 лет с увеличением объема доходов генерирующих компаний за счет остальной экономики на сумму около 323 млрд. руб. плюс к уже установленным 1,8 трлн руб.», пишет «Коммерсант».

Механизм строительства и модернизации электрогенерирующих мощностей по договорам о поставке мощности (ДПМ) стал частью реформы РАО ЕЭС в конце 2000-х годов. Он использовался для привлечения в отрасль негосударственных инвестиций на рыночных, взаимовыгодных для банков и генерирующих компаний условиях. По ДПМ энергетики брали на себя обязательство инвестировать средства в строительство новых станций или модернизацию действующих. Государство со своей стороны гарантировало, что в течение 10 лет вся произведенная на этих станциях электроэнергия будет закупаться на оптовом рынке. За этот срок инвесторы смогут вернуть все вложенные средства.

ДПМ стали частью первой инвестиционной программы «КЭС Холдинга» (с 2015 года переименован в Группу «Т Плюс»). В 2008 году «КЭС» стал головной структурой для четырех территориальных генерирующих компаний (ТГК) – ТГК-5, ТГК-6, «Волжской ТГК» и ТГК-9. Уже со следующего года развернулась масштабная работа по реконструкции действующих и строительству новых генерирующих мощностей.

В течение восьми лет компанией было реализовано 18 проектов общей стоимостью 127,9 млрд рублей. В подавляющем большинстве речь идет о строительстве фактически новых энергоблоков общей мощностью 2,9 ГВт. Это примерно десятая часть всей новой генерации, которая появилась в России благодаря ДПМ. Уникальным объектом этой инвестпрограммы стала Орская солнечная станция мощностью 25 МВт в Оренбургской области. С пуском в августе 2016 года в Екатеринбурге совершенно новой Академической ТЭЦ реализация программы успешно завершена.

Реализованные проекты

Проект	Регион	Мощность	Год ввода
Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ1	Нижегородская область	5 МВт	2010
Модернизация Сормовской ТЭЦ ГТ2	Нижегородская область	5 МВт	2010
Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 4	Оренбургская область	60 МВт	2010
Модернизация Сакмарской ТЭЦ бл. 1	Оренбургская область	65 МВт	2011
Реконструкция Сызранской ТЭЦ	Самарская область	227 МВт	2012
Реконструкция Пермской ТЭЦ-6	Пермский край	123 МВт	2012
Реконструкция Новокуйбышевской ТЭЦ	Самарская область	230 МВт	2013
Реконструкция Пермской ТЭЦ-9	Пермский край	165 МВт	2013
Модернизация Новочебоксарской ТЭЦ-3	Республика Чувашия	81 МВт	2014
Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-1)	Кировская область	68 МВт	2014
Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1	Удмуртская Республика	231 МВт	2014
Реконструкция Владимирской ТЭЦ-2	Владимирская область	236 МВт	2014
Реконструкция Кировской ТЭЦ-3	Кировская область	236 МВт	2014
Модернизация Кировской ТЭЦ-4 (ПК-2)	Кировская область	125 МВт	2014
Реконструкция Новогорьковской ТЭЦ	Нижегородская область	343 МВт	2014
Строительство Орской СЭС	Оренбургская область	25 МВт	2015
Реконструкция Нижнетуринской ГРЭС	Свердловская область	472 МВт	2015
Строительство ТЭЦ Академическая	Свердловская область	222 МВт	2016