Строить нельзя ремонтировать

Спецвыпуск
Москва, 17.06.2013
«Эксперт Сибирь» №24 (379)
Теплоэнергетики оказались в странном положении. Нормативные механизмы возврата инвестиций прописаны для нового строительства, но что делать со старыми объектами, совокупная мощность которых в четыре раза выше, чем строящихся?

Частые случаи маловодья в Сибири в последние годы приводят к снижению общей загрузки гидроэлектростанций. И, чтобы закрыть дефицит, электроэнергетики на полную мощность разворачивают генерирующие мощности станций, работающих на газе и угле. При этом экономические механизмы, которые возместили бы тепловой генерации внеплановые объемы работы, отсутствуют. «С точки зрения электрогенерации, в связи с вводом Богучанской ГЭС и оставшимися обязательствами по ДПМ многих энергокомпаний Сибири, балансовая ситуация будет показывать избыточность генерирующих мощностей над потреблением ближайшие пять–семь лет, что наложит определенный отпечаток на работу тепловых электростанций. Эта тема делает сомнительной актуальность строительства и модернизации существующих мощностей на ТЭС с точки зрения технологической обоснованности, не говоря уже о финансовой составляющей.  Наиболее важным становится направление сохранности основных фондов на обозначенный период», — отмечает заместитель генерального директора по производству энергии — главный инженер ОАО «Иркутскэнерго» Евгений Новиков. Для «Иркутскэнерго» приоритетной задачей становится тема максимального улучшения инвестиционного климата для новых энергоемких производств на территории региона, что позволит увеличить загрузку тепловых электростанций. Равновесные цены оптового рынка электроэнергии устанавливаются на уровне ниже себестоимости производства электроэнергии на большинстве тепловых электростанций. При этом, по данным СО ЕЭС (Системный оператор Единой энергетической системы), доля фактического участия тепловых станций в энергобалансе Сибири составляет 65%, а ГЭС — 35%. Добавим к этому общий износ и дорожающий уголь и получим общее представление о положении отрасли.

«Сегодня существует небольшой тренд на снижение износа, однако ТГК находятся в худших условиях по сравнению с сетями или гидрогенерацией. Основные причины: особенности регулирования, при которых ТЭЦ оказываются в заведомо проигрышных условиях на рынке электроэнергии по сравнению с ГРЭС и ГЭС, заниженные тарифы на тепло, а также неплатежи. В результате средств не хватает не только на развитие, но и на поддержание текущих активов», — объясняет представитель «Сибирской генерирующей компании». Решение вопроса старения мощностей сейчас встает перед участниками энергорынка действительно остро. Надежды заменить теплоэнергетические объекты гидроэлектростанциями есть, но, учитывая сроки и стоимость возведения ГЭС, вряд ли стоит рассчитывать на быстрые результаты.

Самим не справиться

Состояние основных фондов всей энергосистемы страны далеко от идеального: сказывается практически полное отсутствие новых строек в 1990 годы. Порядка 70% тепловых сетей в России выработали свой эксплуатационный срок — 25 лет. Более 2/3 отечественных ТЭЦ были построены более 30 лет назад. И Сибирь не исключение. Придя в теплоснабжение, частный капитал сталкивается с огромным обветшалым хозяйством, которое требует колоссальных вложений, и с не­очевидным финансовым результатом.  Возлагая большие надежды на законодателей, представители теплоэнергетических компаний ожидают от регулятора более прозрачного и равноправного оптового рынка электроэнергии и мощности. Пока инвестор с трудом идет в отрасль, хотя теоретически все предпосылки к этому имеются. «Сегодня энергокомпаниям, особенно убыточным, сложно привлечь инвестиции из-за превышения кредитного портфеля всех разумных пределов. В такой ситуации проблемным становится даже рефинансирование существующих кредитов, не говоря уже о привлечении инвестиций», — объясняет директор по экономике ОАО «ТГК-14» Андрей Аблязов.

Эксперты отмечают, что несправедливая позиция регуляторов по отношению к теплоэлектростанциям приводит к постепенной «котельнизации» рынка: предприятия и даже застройщики жилых кварталов начинают создавать собственные мини-генерации.  «Вопрос котельнизации страны стоит очень остро — за последние двадцать лет нагрузка ТЭС снизилась в полтора раза, а разница между стоимостью производства дорогого тепла на малых котельных и более дешевых ТЭС перекладывается на плечи промышленных потребителей. Такая ситуация не устраивает ни потребителей, которым приходится переплачивать за тепло, ни энергетиков», — говорит представитель «СГК».

Существующие правила и регламенты оптового рынка энергии и мощности (ОРЭМ) являются препятствием для развития более экономичного способа генерации энергии — комбинированного цикла выработки тепловой и электрической энергии. Медленная модернизация оборудования и внедрение новых технологий может, по словам экспертов, уже через три года привести к дефициту существующих мощностей теплоэлектростанций. Совмещение функций генерации тепла и электроэнергии значительно повышает КПД ТЭЦ и позволяет увеличить эффективность использования оборудования. По словам представителей ТГК, для производства одного и того же количества тепла и энергии на ТЭЦ, работающей в комбинированном режиме, необходимо на четверть меньше угля, чем для производства такого же объема тепла и энергии на котельной или ГРЭС. В России тепловые мощности ТЭЦ загружены не более чем на 30–35% установленной мощности. В итоге, хотя объем производства и потребления тепловой энергии в России самый большой в мире, доля тепла, производимого в режиме комбинированной выработки тепла и электроэнергии, в 2,3 раза меньше, чем в странах, имеющих близкий к России климат. «Сегодня именно когенерация находится в наиболее плачевном состоянии. Причин тому несколько, одна из главных — перекрестное субсидирование между электрической и тепловой энергией. Из-за низких тарифов на тепло производителям приходится субсидировать тепловой бизнес за счет продаж электроэнергии на рынке. Однако эта «тепловая» надбавка в цене электроэнергии повышает ее стоимость и делает ТЭЦ неконкурентоспособной по сравнению с ГРЭС и, тем более, ГЭС. В результате ТЭЦ становятся невостребованными, уходят с рынка и либо перепрофилируются в котельные, либо полностью закрываются», — отмечает представитель «СГК».

Построить проще, чем обновить

Сказать, что ремонтов существующих мощностей не происходит вовсе, будет неверно. Энергетики имеют разработанные инвестпрограммы, и медленное, но верное обновление инфраструктуры все-таки происходит. Сейчас основные генераторы Сибири подводят итоги работы за 2012 год, демонстрируя неплохие показатели инвестиционных программ. «Если еще в 2007 году затраты на ремонт составляли 175 млн, то в 2012 году — уже 900 млн рублей. Эта работа на протяжении пяти лет дала возможность накопить некоторый резерв, поэтому ближайшие три года мы можем позволить себе не увеличивать объемы ремонтов, а сохранить их на уровне 2012 года», — говорят в «ТГК-14». В «ТГК-11» освоение капитальных вложений в 2012 году увеличилось с чуть более двух до пяти миллиардов 72 миллионов рублей, техническое перевооружение и реконструкция заняла 34% в общем объеме мероприятий инвестиционной программы 2012 года. По данным компании, основные средства были направлены на электростанции и котельные — 85,2%, в тепловые сети было вложено только 4,4%.

Территориальные генерирующие компании продолжают бороться за свои активы и находят способы поддержания основных производственных мощностей. «В ближайшие два года предприятия группы планируют ввести в эксплуатацию подавляющее большинство объектов, предусмотренных инвестпрограммой компании. Будет завершена реконструкция блока № 7 на Назаровской ГРЭС, в результате которой общая мощность ГРЭС вырастет до 1 225 МВт. Будут введены: блок мощностью 120 МВт на Абаканской ТЭЦ, один из двух блоков на 110 МВт Томь-Усинской ГРЭС, блок 200 МВт на Беловской ГРЭС, блок на 55 МВт на Барнаульской ТЭЦ-2 и две газотурбинные установки суммарной мощностью 280 МВт на Новокузнецкой ГТЭС», — сообщает представитель «СГК». Общая сумма инвестиций компании до 2015 года превышает 86 млрд рублей. Проекты реализуются из двух источников: заемные и собственные средства. При этом из-за заниженных тарифов на тепло доля заемных средств постоянно растет. Так, например, в ОАО «ТГК-11» доля заемных средств в источниках финансирования инвестиционной программы составляет 57,8%, а общая сумма по всем источникам финансирования — более пяти миллиардов рублей. В ремонтную программу 2013 года компанией «СГК» будет вложено 5,6 млрд рублей, главным образом, за счет экономии и снижения издержек. Это позволяет заменить наиболее устаревшие узлы и агрегаты, а привлечение кредитов помогает установить современное, энергоэффективное оборудование с лучшими характеристиками и КПД. 

«Инвестировать в энергетику с целью увеличения генерирующих мощностей — на нынешний день достаточно рискованное мероприятие. Наша компания рассматривает инвестиционные проекты,  которые имеют элементы окупаемости за счет повышения энергоэффективности, снижения условно-постоянных затрат. Примером инвестиционного проекта по повышению эффективности работы оборудования является долгосрочная программа по замене рабочих колес на Братской ГЭС. Инвестиции в строительство тепломагистрали между ТЭЦ-1 и ТЭЦ-9 помимо значительного снижения расхода топлива на отпуск тепла позволят существенно сократить издержки на содержание излишнего оборудования», — рассказывает  Евгений Новиков.

Подобные проекты позволяют компании сохранять конкурентные преимущества на избыточном рынке электроэнергии Сибири. Но действительно масштабные инвестпрограммы в теплогенерации реализуются в строительстве новых объектов. Действующие сегодня договоры о предоставлении мощности (ДПМ) гарантируют возврат инвестиций, вложенных в строительство новых энергообъектов. Доходность в данном случае составляет около 15% в год, хотя даже в этой ситуации источники и механизмы модернизации после завершения программы ДПМ не определены. Подобный механизм решает проблему растущего спроса на энергоресурсы, и генерирующие компании довольны условиями работы. Представители ТГК-11 отмечают, что выполнение инвестиционной программы в 2012 году по основным объектам нового строительства осуществляется с использованием договоров о предоставлении мощности. «Да, действительно, ДПМ стал действенным механизмом привлечения инвестиций в энергетику, так как гарантирует инвесторам, пришедшим в отрасль в 2007–2008 годах, возврат их вложений в новое строительство» — утверждает представитель «СГК». В строительство, по двум своим филиалам в Кузбассе и Красноярском крае, компания в 2012 году вложила 7,6 млрд рублей, а в реконструкцию — 12,3 млрд рублей. Реализация инвестиционных проектов направлена в сторону повышения надежности энергоснабжения потребителей. Объем новых мощностей на стадии строительства в настоящее время составляет около 25 ГВт, при этом существующих, которым требуется модернизация — около 120 ГВт, отмечает представитель «Фонда энергетического развития».

А реальных механизмов возврата инвестиций в обновление  ветшающих объектов энергетики сегодня просто не существует. Генеральная схема размещения энергообъектов до 2020 года работает, но исключительно на ввод новых мощностей, при этом средний износ существующего составляет около 65–70%. Необходимые изменения в рыночной модели сейчас только обсуждаются на федеральном уровне регулятором и энергокомпаниями. «Для развития любого бизнеса необходимы адекватные условия, в энергетике изменить ситуацию может реально работающий рынок. Причем не только рынок электроэнергии и мощности, вмешательство в работу которого со стороны государства будет минимальным, но и создание полноценного рынка тепла», — говорит представитель «СГК». Если условия создадут не только для новых объектов, но и для поддержания объектов генерации, то очевидно, что ситуация улучшится, снизится потребность вывода устаревающих мощностей из энергосистемы.

Правительство предполагает, что подход к окупаемости инвестиций в модернизацию будет таким же, как в случае с ДПМ. Но подробности законодательной инициативы пока не раскрываются. На нынешний день экономическая обоснованность затрат инвестора при реконструкции энергообъектов устанавливается в договоре о присоединении к системе оптового рынка. «Таким образом, ставки оплаты мощности после проделанных работ определяет «Совет рынка», высокие выплаты увеличивают нагрузку на потребителя, но сама модернизация повышает КПД электростанции и снижает расход топлива, и можно надеяться, что в результате себестоимость будет снижаться», — уточняет представитель «Фонда энергетического развития».

Инициативы Минэнерго

Для изменения ситуации в Минэнерго разработали две законодательные инициативы. Первая направлена на то, чтобы пересмотреть порядок формирования тарифов — переход к механизму «альтернативной котельной». Метод предусматривает установление планки для размера тарифов, выше которой цена на тепло подниматься не должна. «Это гораздо более прогрессивный метод, чем тот, который действует сейчас, — затраты плюс. В настоящее время участники рынка и регулятор активно обсуждают параметры возможного перехода на метод альтернативной котельной. При этом уже сейчас понятно, что в случае одобрения резких движений не будет. В каждом регионе будет свой переходный период, однако сам факт официального закрепления сроков перехода на метод альтернативной котельной уже даст рынку тепла очень позитивный сигнал», — отмечают в «СГК».

Но сам метод пока только обсуждается на федеральном уровне. Эксперты отмечают, что для крупных городов наиболее эффективная схема теплоснабжения — с приоритетом генерации тепла на ТЭЦ. Эффект от перехода на снабжение теплом от крупной генерации был бы сопоставим с экономией на потерях в сетях. Но придется вложить немалые средства. Во-первых — в обновление парка генерации с целью повысить его КПД, во-вторых — в трубопроводы, но магистральные, чтобы связать ТЭЦ с районами, которые отапливаются от малой генерации. В результате вторая инициатива правительства — создание в крупных городах России с населением более 500 тыс. человек (таких городов 36) единых теплоснабжающих организаций (ЕТО). ЕТО — компания, которая в рамках конкурса будет на десять лет назначаться оператором всего теплового хозяйства города. По мнению представителей ТГК, с выбором ЕТО наконец можно будет изменить принцип тарифного регулирования, уйти от тарифообразования «затраты плюс», ведущего к бесконечному росту тарифов, к тарифообразованию «стоимость альтернативной котельной». Смысл ЕТО в том, чтобы местные власти согласились передать теплоснабжение в руки частного оператора, а тариф альтернативной котельной нужен для того, чтобы обеспечить десятилетний период, в течение которого ЕТО сможет инвестировать в обновление труб и котельных и получать отдачу от этих инвестиций. Вряд ли внедрение ЕТО решит все проблемы сектора, но первые шаги к стимулированию инвестиций в теплогенерацию внушают определенный оптимизм.    

У партнеров

    Реклама